Guí para calificación de consultores en Eficiencia Energética

Santiago de Chile

Marzo 2015

GUIA PARA LA CALIFICACION DE

CONSULTORES EN EFICIENCIA

ENERGETICA

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GUIA PARA LA CALIFICACION DE CONSULTORES EN EFICIENCIA ENERGETICA

Actualización 2015

Por encargo de:

Agencia Chilena de Eficiencia Energética

www.acee.cl

1º Edición en el marco del proyecto “Fomento de Eficiencia Energética” (Ministerio de Energía-PPEE/GTZ)

Actualización 2012 en el marco del proyecto “Plan de Capacitación en materias relacionadas con Eficiencia Energética para el sector

Industrial”. Preparado por: Programa de Estudios e Investigaciones en Energía (www.prien.cl)

Actualización 2015 en el marco del proyecto “Apoyo a la Operación de Registro de Consultores EE”, por Flavio Comunian Valentino y

Dandillion Ingeniería (www.dandillion.cl)

http://www.acee.cl/

http://www.prien.cl/

http://www.dandillion.cl/

Programa País de Eficiencia Energética Guía para calificación de consultores en Eficiencia Energética

iii

2010


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CONTENIDO

Contenido ........................................................................................................................................................... iv

1. Introducción ............................................................................................................................................ 1-1

1.1 Objetivos específicos de la Guía .................................................................................................... 1-1

1.2 Alcances y espectativas de la Guía ................................................................................................. 1-1

1.3 Cómo leer la guía ........................................................................................................................... 1-2

1.4 Acerca de las preguntas de examen .............................................................................................. 1-2

2. Conceptos básicos ................................................................................................................................... 2-1

2.1 Conceptos generales de energía .................................................................................................... 2-1

2.2 Eficiencia energética ...................................................................................................................... 2-7

2.3 Introducción a las auditorías energéticas .................................................................................... 2-11

3. Caracterízación energética ...................................................................................................................... 3-1

3.1 Metodologías de análisis energético ............................................................................................. 3-1

3.2 Análisis de cuentas y facturas energéticas ..................................................................................... 3-5

4. Oportunidades de mejora de eficiencia energética ................................................................................ 4-1

4.1 Identificación de oportunidades de mejora ................................................................................... 4-1

5. Evaluación de propuestas ........................................................................................................................ 5-4

5.1 Costos de la energía ....................................................................................................................... 5-4

5.2 Elementos de la evaluación de proyectos...................................................................................... 5-5

5.3 Ejemplo de evaluación económica proyecto eólico financiado con crédito ................................ 5-12

5.4 Priorización de medidas de eficiencia energética ........................................................................ 5-15

5.5 Referencias Bibliográficas ............................................................................................................ 5-16

6. Introducción a conceptos eléctricos ........................................................................................................ 6-1

6.1 Diagrama de Pérdidas para instalaciones Eléctricas ...................................................................... 6-1

6.2 Transformadores ............................................................................................................................ 6-1

6.3 Líneas y elementos de distribución interna de Electricidad .......................................................... 6-5

6.4 Factor de potencia y su compensación ........................................................................................ 6-10

6.5 Armónicas .................................................................................................................................... 6-18

6.6 Desbalance de Fases .................................................................................................................... 6-22

6.7 Autoproducción con grupos electrógenos ................................................................................... 6-24

6.8 Ejemplo de instalaciones eléctricas y factor de potencia ............................................................ 6-29

6.9 Problemas tipo examen ............................................................................................................... 6-34



v

7. Iluminación .............................................................................................................................................. 7-1

7.1 Terminología Básica ....................................................................................................................... 7-2

7.2 Flujos de energía en Iluminación ................................................................................................... 7-5

7.3 Oportunidades de mejora de EE en Iluminación ........................................................................... 7-7

7.4 Evaluación de las variables que afectan la EE en Iluminación ....................................................... 7-9

7.5 Ejemplo práctico de Iluminación.................................................................................................. 7-14


7.7 Referencias bibliográficas ............................................................................................................ 7-20

8. Motores eléctricos ................................................................................................................................... 8-1

8.1 Flujos de energía en Motores Eléctricos ........................................................................................ 8-2

8.2 Oportunidades de mejora de EE en motores eléctricos ................................................................ 8-4

8.3 Evaluación de las variables que afectan la EE en motores eléctricos ............................................ 8-7

8.4 Consideraciones técnicas a considerar al momento de elegir un motor eficiente. ..................... 8-20

8.5 Ejemplo práctico de Motores eléctricos ...................................................................................... 8-20


8.7 Referencias bibliográficas ............................................................................................................ 8-23

9. Equipos accionados por motores eléctricos ............................................................................................ 9-1

9.1 Introducción ................................................................................................................................... 9-1

9.2 Sistemas de bombeo y ventilación ................................................................................................ 9-2

9.3 Aire comprimido .......................................................................................................................... 9-11

9.4 Correas transportadoras .............................................................................................................. 9-15

9.5 Ejemplos: pérdidas en un sistema de bombeo ............................................................................ 9-18



10. Eficiencia en energía térmica ........................................................................................................... 10-1

10.1 Conceptos importantes de energía térmica ................................................................................ 10-1

10.2 Eficiencia en la combustión ......................................................................................................... 10-4

10.3 Flujos de energía .......................................................................................................................... 10-9

10.4 Ejemplo de combustión y combustibles .................................................................................... 10-13

10.5 Problemas tipo examen ............................................................................................................. 10-25

10.6 Referencias bibliográficas .......................................................................................................... 10-25

11. Equipos de calor ............................................................................................................................... 11-1

11.1 Calderas ....................................................................................................................................... 11-1

11.2 Sistemas de distribución de vapor ............................................................................................. 11-20


vi

11.3 Hornos y secadores .................................................................................................................... 11-31

12. Refrigeración .................................................................................................................................... 12-1

12.1 Flujos de energía en refrigeración ............................................................................................... 12-1

12.2 Oportunidades de mejora de EE en refrigeración ....................................................................... 12-2

12.3 Evaluación de las variables que afectan la EE en refrigeración ................................................... 12-9

12.4 Ejemplo de refrigeración ............................................................................................................ 12-11

12.5 Ejemplo de control de caudal en condensadores ...................................................................... 12-15



13. Recuperación de calor de procesos .................................................................................................. 13-1

13.1 Concepto ...................................................................................................................................... 13-1

13.2 Clasificación según la temperatura del calor residual ................................................................. 13-1

13.3 Elementos metodológicos para la recuperación de calor ............................................................ 13-2

13.4 Sistemas de recuperación de calor .............................................................................................. 13-3

13.5 Eficiencia energetica en la recuperación de calor........................................................................ 13-8

13.6 Ejemplos de recuperación de calor de procesos ....................................................................... 13-11



14. Cogeneración industrial ................................................................................................................... 14-1

14.1 Cogeneración: el verdadero concepto ......................................................................................... 14-1

14.2 Clasificación general .................................................................................................................... 14-1

14.3 Tecnologías y sistemas de cogeneración ..................................................................................... 14-2

14.4 Eficiencia energetica de la cogeneración ..................................................................................... 14-8

14.5 Optimización de la Eficiencia energética de proyectos de cogeneración .................................. 14-10

14.6 Cuando es posible cogenerar ..................................................................................................... 14-12

14.7 Opciones comerciales de la cogeneración ................................................................................. 14-12

14.8 Versatilidad del abastecimiento energético país con cogeneración .......................................... 14-13

14.9 Ejemplo de cogeneración industrial........................................................................................... 14-13



15. Opciones de financiamiento para proyectos de eficiencia enenergética ........................................ 15-1

15.1 Contratos con ESCOs .................................................................................................................... 15-1

16. Evaluación y seguimiento de un proyecto de EE .............................................................................. 16-1

16.1 Evaluación y seguimiento de un proyecto de EE ......................................................................... 16-1


vii

16.2 Protocolo de Medición y verificación .......................................................................................... 16-2

16.3 Determinación de ahorros ........................................................................................................... 16-4


17. Mejora contínua y sistemas de Gestión de la energía ..................................................................... 17-1

17.1 Análisis de brechas ....................................................................................................................... 17-2

17.2 Compromiso de la alta gerencia .................................................................................................. 17-5

17.3 Requerimientos medulares .......................................................................................................... 17-6

17.4 Requerimientos de seguimiento .................................................................................................. 17-8

18. Eficiencia energética en proyectos en fase de diseño ...................................................................... 18-1

18.1 Eficiencia energética en fase de diseño de proyectos ................................................................. 18-1

18.2 Roles y responsabilidades ............................................................................................................ 18-2

18.3 Fases de un proyecto ................................................................................................................... 18-3

18.4 Metodología ................................................................................................................................. 18-4

18.5 Entregables de cada fase del proyecto de Ingeniería .................................................................. 18-6

19. Anexos .............................................................................................................................................. 19-1

1-1

1. INTRODUCCIÓN

La presente “Guía para calificación de consultores en eficiencia energética” - en adelante, la Guía - fue

elaborada por el Programa de Estudios e Investigaciones en Energía del Instituto de Asuntos Públicos de la

Universidad de Chile (PRIEN), a solicitud del Programa País de Eficiencia Energética (PPEE) y financiado por la

GTZ. La primera edición corresponde al año 2010. La presente edición, corresponde a la actualización

realizara el año 2012, en base a la experiencia obtenida en los cursos de capacitación de diagnósticos y

proyectos de eficiencia energética, en el marco del proyecto de diseño e implementación de un plan de

capacitación en materias relacionadas con eficiencia energética para el sector industrial.

El presente documento corresponde a una guía para los procesos de postulación al registro de consultores

en eficiencia energética. No obstante, la Guía puede ser usada como una orientación general para

ingenieros y empresas que deseen iniciar el camino de la eficiencia energética y a quienes desempeñen el

rol de contraparte técnica de los consultores en eficiencia energética.

1.1 OBJETIVOS ESPECÍFICOS DE LA GUÍA

La Guía fue desarrollada con los objetivos siguientes:

Contar con un documento relativamente breve, cuya lectura permita a los consultores saber qué

temas deben dominar para calificar como consultores en Eficiencia Energética.

Definir un nivel mínimo de conocimientos y criterio profesional que debe tener un consultor en

eficiencia energética.

Dar una referencia del nivel de dificultad de problemas de eficiencia energética que enfrentará el

consultor en el examen de calificación respectivo.

Introducir algunos conceptos importantes que son parte de la eficiencia energética.

Dar énfasis a los beneficios de la eficiencia energética, para hacer fomento.

Y contribuir al buen desarrollo y mejora de la eficiencia energética en el país.

1.2 ALCANCES Y ESPECTATIVAS DE LA GUÍA

El lector debe tener en cuenta que la Guía no es exhaustiva en sus contenidos, es decir, los temas

expuestos han sido desarrollados con menor profundidad respecto a la que debe poseer un especialista en

eficiencia energética, ya que un desarrollo profundo de cada tema requeriría no menos de 1.000 páginas y

puede encontrarse en cualquier handbook de eficiencia energética o de energy management.

La Guía contiene por lo tanto una síntesis de conocimientos básicos en eficiencia energética, para orientar a

los consultores en la preparación del examen de calificación; la Guía supone que sus usuarios cuentan con

una formación adecuada en ciencias básicas de la ingeniería (especialmente en materias de mecánica y

electricidad) y en evaluación de proyectos, con orientación hacia la eficiencia energética; y que además

conocen y tienen experiencia en los temas aquí tratados, de acuerdo a los requisitos de postulación al

Registro, entre los cuales está el haber trabajo anteriormente en eficiencia energética.


1-2

La Guía está ordenada por temas, desarrollando en ellos el conocimiento, criterio y experiencia que se

consideran necesarios tener, para hacer eficiencia energética; al final de cada capítulo técnico y del capítulo

de evaluación económica, hay un subcapítulo que contiene ejemplos tipo examen.

La Guía ha sido elaborada a partir de distintas referencias, listadas al final de cada capítulo, complementada

y enriquecida con el conocimiento y experiencia del equipo de trabajo del PRIEN. Las referencias

consideradas pueden ser usadas para profundizar en aquellos temas que el usuario considere necesario

analizar más a fondo. Por otro lado, se informarán otras referencias para cubrir aspectos más básicos de la

eficiencia energética, que esta Guía asume conocidos.

La Guía y el documento de Ejemplos prácticos están elaborados para la realidad actual de la industria

mediana y pequeña de Chile (año 2010), la cual debería ir mejorando en el tiempo, y por lo tanto, los

consultores en eficiencia energética también deberán ir progresando y especializándose cada vez más. Los

problemas de eficiencia energética que enfrenta la industria actualmente son problemas relativamente

básicos; una vez que esté superado este nivel, los consultores en eficiencia energética se enfrentarán a

ineficiencias cuya solución exigirá una mayor preparación y especialización, la que podría llegar incluso a

requerir especialización a nivel de procesos. Por lo tanto, esta Guía y los Ejemplos prácticos deberán ser

actualizados en unos años más y periódicamente, según los requerimientos de la eficiencia energética en la

industria chilena.

1.3 CÓMO LEER LA GUÍA

La guía está organizada en 4 secciones, cada una de las cuales está dividida en sub-secciones con los

distintos temas relevantes relacionados con la realización de auditorías energéticas e implementación de

proyectos de eficiencia energética:

A. Metodología para la realización de auditorías energéticas. Esta sección cubre aspectos

metodológicos relacionados con la realización de una auditoría energética, partiendo de una

introducción a los conceptos básicos necesarios, y explicitando luego los pasos que conforman una

auditoría energética y el ciclo de la eficiencia energética.

B. Opciones de mejora de eficiencia energética en procesos eléctricos. Enfocado en el paso descrito

en la sección anterior como “Identificación de oportunidades de mejora de eficiencia energética”,

esta sección detalla los aspectos relacionados con el uso de energía eléctrica en la industria.

C. Opciones de mejora de eficiencia energética en procesos térmicos. Enfocado en el paso descrito en

la sección A como “Identificación de oportunidades de mejora de eficiencia energética”, esta

sección detalla los aspectos relacionados con el uso de energía eléctrica en la industria.

D. Gestión energética e implementación de proyectos. Esta sección se enfoca en las actividades

posteriores a la realización de una auditoría energética, tales como la implementación de proyectos

de EE, la medición y verificación de eficiencia energética y los sistemas de gestión de la energía.

1.4 ACERCA DE LAS PREGUN TAS DE EXAMEN

Al final de cada capítulo de la Guía se presentan preguntas y problemas tipo examen relacionados con los

temas abordados en el capítulo respectivo.


1-3

Las preguntas de los exámenes de calificación tienen un grado de dificultad comparable a dichos ejemplos y

a los Ejemplos prácticos del documento complementario a esta Guía, con una extensión acorde al tiempo

propio de un examen.

La presencia de ejemplos simples en algunos temas no significa que las preguntas de examen de ese tema

serán así de simples, ya que se aspira a tener consultores de alto nivel para resolver correctamente las

complejidades de la eficiencia energética en la industria chilena, y el examen será acorde a esa aspiración.


1-4

SECCIÓN A. METODOLOGÍA PARA

LA REALIZACIÓN DE AUDITORÍAS

ENERGÉTICAS


2-1

2. CONCEPTOS BÁSICOS

2.1 CONCEPTOS GENERALES DE ENERGÍA

El siguiente diagrama presenta la relación entre los recursos energéticos, la transformación y le uso final.

Uso finalTransformaciónRecurso

Combustibles

(petróleo, carbón,

biomasa)

Movimiento

(Hidráulica, Eólica)

Calor (solar,

geotermia)

Torque

Combustión

Generación

electricidad

Calderas

Iluminación

Motor

Compresores

Bombas

Correas

Ventiladores

Calor

Refrigeración

Figura 2.1 Relación entre los recursos energéticos y su uso final

La energía en una planta típica puede ser utilizada en varias formas, tales como:

Energía eléctrica, la que puede ser comprada o generada en la misma planta

Combustibles, tales como diesel, utilizados para generar vapor en calderas, electricidad u

otras demandas de calor.

Vapor, generado en calderas el cual se distribuye para satisfacer demandas de calor

Líquidos refrigerantes, distribuidos para demandas de frío

Aire comprimido, formado en sistemas de compresores


2-2

Las formas de uso final de la energía varían considerablemente acorde al sector industrial. El estudio

“Usos finales y curva de oferta de conservación de la energía en el sector industrial y minero de chile”

determinó la distribución del consumo de energía en los principales sectores industriales del país. A modo

de ejemplo se presentan algunos casos.

Figura 2.2 Usos de la energía en el sector agro frío - Usos de la energía en el sector Vitivinícola

Figura 2.3 Usos de la energía en el sector Lácteo – Usos de la energía en el sector siderurgia


2-3

Figura 2.4 Usos de la energía en el sector papel y celulosa – Usos de la energía en la minería del cobre

2.1.1 ENERGÍA, POTENCIA, TRABAJO.

Energía

Se define como la capacidad para ejecutar acciones externas, generar cambios o para iniciar un movimiento.

En física es la capacidad de realizar un «trabajo». El concepto de energía está íntimamente ligado al

concepto de movimiento (o cambio). La energía puede manifestarse en diferentes formas y hacer diferentes

tipos de trabajo. Entre otras distinciones tenemos: energía química, energía térmica, energía mecánica,

energía eléctrica, energía nuclear.

Acorde al Sistema Internacional (SI) la unidad de energía es el Joule. Usualmente se utiliza el kWh como

unidad de energía. En esta guía se utilizará el kWh para casos eléctricos, y kWhtérmico y Kcal para usos

térmicos. Las conversiones de Joule [J] a estas unidades se presentan en la siguiente tabla:

1 Unidad térmica británica [BTU]

1 caloría [cal]

1 tonelada equivalente de petróleo [tep]

1 mega Watt hora [MWh]

=

=

=

=

1055,1 [J]

4,18 [J]

4,18·1010

[J]

3600 [MJ]

Trabajo

Definido como el cambio del estado de movimiento de un cuerpo por la acción de una fuerza. En el caso del

trabajo mecánico corresponde a la acción de una fuerza que actúa generando un cambio de posición, siendo

el trabajo la resultante del producto entre la fuerza y la distancia recorrida.

Potencia

Corresponde al flujo de energía por unidad de tiempo, a la cantidad de trabajo que puede realizarse por

unidad de tiempo. También puede entenderse como una tasa de consumo, liberación o generación de

energía.


2-4

A modo de ejemplificar los conceptos de energía y potencia, un microondas de 1000 W de potencia

funcionando durante 1 hora, consumirá la misma energía que una ampolleta de 100 W de potencia

encendida durante 10 horas.

Acorde al Sistema Internacional (SI) la unidad de potencia el Watt que equivale a un Joule por segundo (1 W

= 1 J/s). Otras unidades comúnmente utilizadas son: kcal/hr; BTU/hr; TR/hr.

2.1.2 ENERGÍA TÉRMICA, CALOR, TEMPERATURA, CALOR ESPECÍFICO.

Supongamos dos cuerpos que están a diferentes temperaturas, cada cuerpo tiene almacenada una cierta

cantidad de energía térmica determinada por su temperatura. Al entrar en contacto ambos cuerpos, se

producirá un flujo de energía que irá disminuyendo hasta que los cuerpos lleguen a la misma temperatura

(equilibrio termodinámico). El calor es la energía que se transfirió entre un cuerpo y otro, la que dependerá

de las temperaturas, las masas y las propiedades termodinámicas de cada cuerpo. El calor es un flujo de

energía determinado por la diferencia de temperatura, la energía térmica es energía acumulada.

Para entender el concepto de temperatura podemos considerar un gas ideal dentro de un recipiente

cerrado. Las moléculas que lo componen pueden moverse libremente y cada tanto chocar entre ellas

intercambiando energía cinética. La temperatura representa una medida de la energía cinética media

traslacional de las moléculas. Es por ello que cuando ponemos en contacto una sustancia a mayor

temperatura que otra, la de mayor temperatura, al chocar una moléculas con otra transfiere parte de su

energía cinética a la otra sustancia de tal forma que la energía cinética media tiende a igualarse, es decir las

temperatura se igual a una temperatura intermedia.

Dado que las moléculas tienen diferentes movimientos, a saber, translación, rotación y vibración, la energía

se almacena también como vibración y rotación, estas quedan caracterizadas por el calor específico que es

propio de cada sustancia. El calor específico es la capacidad de almacenar calor, definida como la cantidad

de calor que hay que proporcionar a un kilogramo de una sustancia para aumentar su temperatura en un

grado Celsius. Es por ello que algunas sustancias requieren más calor (energía) para aumentar su

temperatura que otras. El agua tiene un calor específico de 1 kcal/kg°C, mientras que el del aire es de 0,24

kcal/kg°C.

2.1.3 PRIMER Y SEGUNDO PRINCIPIO DE LA TERMODINÁMICA.

Primer Principio de la Termodinámica1

Establece que en un sistema cerrado, la energía no se crea ni se destruye, sólo se transforma. La idea es que

hay una equivalencia cuantitativa entre las diversas formas de producir trabajo y el calor. Esto es un

principio fundamental en la física: para que ocurra un determinado proceso se requiere energía, la cantidad

1 Para comprender mejor el primer principio se sugiere la lectura del capítulo “La conservación de la

energía” de libro “Seis piezas fáciles: La física explicada por un genio” de Richard Feynman.


2-5

de energía total antes de iniciado el proceso debe ser exactamente la cantidad de energía al finalizar el

proceso. La energía se habrá manifestado o acumulado de diversas formas, pero la cantidad total de energía

del sistema, no puede variar. Esto es muy importante en los análisis y balances energéticos, pues no puede

sobrar o faltar energía (aunque la energía ya no nos sea útil o no podamos utilizarla, igual debemos

contabilizarla).

El Primer Principio se expresa matemáticamente formulando que la energía interna de un sistema físico

aumenta en la misma cantidad en que se aporta calor y disminuye en la misma cantidad que este realiza

trabajo.

Si ΔU es el cambio de energía interna, Q el aporte de calor y W el trabajo realizado por el sistema:

ΔU = Q – W

Como consecuencia, no existe una máquina que pueda realizar trabajo de manera cíclica sin aporte de calor

externo.

Segundo Principio de la Termodinámica

Establece que en un sistema cerrado, en un proceso determinado, el calor no puede ser totalmente

transformado en trabajo.

“No es posible un proceso cuyo único resultado sea el enfriamiento de un cuerpo frio a costa del

calentamiento de otro más caliente” (Clasius).

Para ilustrar esto consideremos un recipiente cerrado separado en dos mitades por una pared vertical

aislada. Al centro de la pared hemos puesto pequeña hélice ideal (sin roce ni pérdidas), la que por ahora

está tapada impidiendo la circulación entre ambas mitades del recipiente.

A ambos lados existe el mismo volumen de un gas. En un lado que llamaremos A, el gas está a una

temperatura Ta y el otro lado, B, a una temperatura Tb menor a Ta.

Cuando destapemos la hélice, producto del diferencial de temperatura, se producirá un flujo desde A hacia B

que hará girar la hélice. Ello seguirá ocurriendo hasta que ambos lados lleguen al equilibrio termodinámico,

es decir que temperatura del lado A se iguale a la temperatura del lado B.

De acuerdo al Primer Principio de la Termodinámica la cantidad de energía antes de destapar la hélice y la

cantidad de energía después de llegar al equilibrio es la misma. No obstante, existiendo la misma cantidad

de energía después de finalizar el proceso, ya nos es posible realizar trabajo.

La energía térmica del sistema que ya no puede utilizarse para realizar trabajo, nos lleva al concepto de

entropía y el trabajo máximo útil que se puede realizar en un proceso hasta llegar al equilibrio con su

entorno nos lleva al concepto de exergía. Dejamos al lector la profundización de estos conceptos.

De ello se deriva que de alguna manera la energía según su condición tiene cierta “calidad”. Pues cuanto

más trabajo pueda realizarse con una unidad de energía de un tipo determinado, cuantas más variantes

existan para realizar trabajo y cuantas más sucesivas transformaciones sean posibles, esta energía nos será

más útil. A modo de ejemplo compárense en los términos anteriores las siguientes fuentes de energía: la


2-6

energía eléctrica generada por un panel fotovoltaico; la energía química contenida en petróleo; una fuente

de calor a 350°C; una fuente de calor a 40°C.

Del Segundo Principio se derivan muchas consecuencias relacionadas con la conversión de energía.

Tomemos como ejemplo en los motores de los vehículos:

“La energía química de la mezcla explosiva de gasolina-aire se transforma en calor. Los gases comprimidos y

calientes que han resultado de la explosión, empujan el pistón que, a su vez, mueve el cigüeñal y que termina

a través de toda la cadena de engranajes comunicando tracción a las ruedas. Parte de la energía generada

por la explosión de la gasolina se utiliza así para mover el coche, pero una parte de la energía producida se

va, inevitablemente, en calentar el motor y el ambiente circundante. El segundo principio nos dice que está

“pérdida” de energía es inevitable, consustancial con las leyes de la naturaleza. (“Pérdida” se ha puesto entre

comillas porque la energía, de acuerdo al primer principio, no se ha perdido. Se ha transformado en calor).2

Ciclo de Carnot

El ciclo de Carnot representa un sistema que absorbe calor desde una fuente externa de alta

temperatura, cediendo calor a otra fuente externa de menor temperatura, produciendo trabajo.

Figura 2.5 Máquina de Carnot y ciclo termodinámico

El rendimiento del ciclo vendrá definido por la razón entre la cantidad de trabajo realizado y el calor

aportado al sistema, esto es:

𝜂 =𝑄𝐻 − 𝑄𝐶

𝑄𝐻

= 1 −𝑄𝐶

𝑄𝐻

Para un ciclo de Carnot la absorción de calor ocurre a temperatura constante (isotérmica), asimismo ocurre

al ceder calor. Con ello y de acuerdo a las ecuaciones termodinámicas (que dejamos a lector profundizar),

se obtiene que:

2 La teoría cuántica: Max Planck, la revolución de lo muy pequeño. Alberto Izquierdo.


2-7

𝜂 = 1 −𝑇𝐶

𝑇𝐻

De ello se deriva que la máxima eficiencia teórica viene condicionada por las temperaturas del foco frio y el

foco caliente (la temperatura debe ser expresada en grados Kelvin).

Ejercicio: Se nos presenta un proyecto de inversión para un sistema de generación de energía eléctrica mediante el aprovechamiento de

calor residual en los gases de escape generados en un proceso industrial, la temperatura de los gases es de 440°C. A fin de evitar la

corrosión en el ducto de evacuación, la temperatura de los gases de salida no puede bajar a menos de 145°C.

El proponente del proyecto señala que su sistema es capaz de lograr una eficiencia de producción de energía eléctrica de hasta un 53%.

Analice y discuta. Qué le respondería al proponente?

De aquí podemos entrar de lleno al concepto de eficiencia energética que se vincula al disminuir en todo lo

posible las pérdidas de un sistema.

2.2 EFICIENCIA ENERGÉTICA

Se entiende por eficiencia energética la razón entre un servicio, función o valor y la cantidad de energía para

proveerlo.

En términos generales se refiere a aquellas acciones que apuntan a reducir el consumo de energía sin

sacrificar el confort o la actividad económica a la que sirve, es decir, entregando a lo menos los mismos

servicios que presta la energía o incluso mejorándolo (fuerza motriz, uso de calor, cocción de alimentos,

procesos electroquímicos, entre otros).

La reducción en el consumo de energía asociada a estas acciones suele llamarse “Ahorro de energía”. Las

acciones que generan ahorros de energía se pueden clasificar en los siguientes tipos:

Disminución de la demanda. Acciones enfocadas al diseño o rediseño de los sistemas y procesos,

tanto físicos como operacionales. Por ejemplo, en el diseño de viviendas, el analizar la orientación

de la misma, las consideraciones climáticas, la aislación y la vegetación entre otros aspectos,

permite minimizar la demanda de energía para satisfacer el confort térmico de sus ocupantes.

Mantenimiento y control. Un plan de mantenimiento, aparte de beneficiar la continuidad

operacional, el estándar de servicio y la productividad, impacta decisivamente en el consumo de

energía. El controlar los consumos de energía de los diferentes equipos y sistemas debería también

ser parte de las tareas rutinarias de mantenimiento.

Incorporación de tecnologías eficientes que satisfagan las necesidades productivas disminuyendo el

consumo de energía.

Incorporación de soluciones tecnológicas que permitan aprovechar los recursos energéticos

existentes y libres y/o recursos energéticos desperdiciados.

Gestión de la energía. Esto considera tanto los aspectos organizacionales, como los aspectos

técnicos para el control de los consumos (medidores, automatización de información, etc).


2-8

Un aspecto importante es el enfoque que se le da al análisis de la eficiencia energética. No es lo mismo

centrarse meramente en las facturas de consumo que enfocarse en el uso final de la energía, en el servicio

final que ésta presta. El consultor debe siempre preguntarse para qué se usa la energía en última instancia.

La energía presta un servicio para satisfacer una necesidad, si identificamos esa necesidad podremos

encontrar más instancias de mejora en la cadena de distribución de la energía y se podrá tener un impacto

mayor en la reducción del consumo global de la empresa.

A modo de ejemplo consideremos una vivienda. Todos los meses recibimos una boleta por el consumo de

electricidad, pero ¿para qué la utilizamos, cuál es su uso final? Televisión, refrigerador, ampolletas, etc. Esos

son los equipos que la consumen pero no el uso final.

¿En el caso del refrigerador por ejemplo el uso final de la energía es enfriar alimentos? En última instancia el

objetivo final es conservar alimentos y para ello existen diversos métodos que no requieren de enfriar el

producto (salarlos, conservas, etc). En un ejemplo simple (pero poco realista), se ahorra más energía

comprando alimentos en conserva y apagando el refrigerador, que sustituirlo por un refrigerador eficiente.

Se debe comprender que mientras más cerca al uso final implementemos una medida de eficiencia

energética más ahorro tendremos. Existen diversas pérdidas desde el medidor de energía hasta el uso final

que genera un efecto multiplicador del ahorro.

Consideremos, por ejemplo en una empresa textil en que se utiliza vapor como fuente de calor para secar

las fibras posterior al teñido. Tendremos pérdidas de calor, fugas de vapor, arrastre de condensado,

pérdidas de calor en las líneas de vapor y condensado, pérdidas en la caldera, pérdidas por la eficiencia

propia del quemador de combustible, hasta llegar al medidor. Todas esas pérdidas se combinan, por lo que

si se actúa, por ejemplo, en la mejora y rediseño del sistema de secado de la fibra, con la consecuencia de la

reducción de la demanda de calor, una unidad de energía ahorrada a ese nivel genera mucho más ahorro a

nivel del medidor de energía que el ahorro de una unidad de energía a nivel de la caldera.

En la siguiente figura se observa un ventilador con transmisión indirecta a un motor mediante poleas y

correas, el que cuenta además con un variador de frecuencia. Se refleja la cadena de distribución de la

energía y las eficiencias de cada etapa o elemento.


2-9

Figura 2.6 Ejemplo de las eficiencias en la cadena de suministro de un ventilador.

Para ilustrar el efecto multiplicador mencionado, consideremos las eficiencias del conjunto ventilador

anterior y observamos el efecto de ahorrar una unidad de energía en alguna etapa (ver tabla siguiente). Por

ejemplo si a nivel del variador de frecuencia ahorramos una unidad de energía (sustitución por otro más

eficiente), ahorraremos en la fuente 1,06 unidades (1/0,94=1,06). Pero si ahorramos una unidad de energía

en el ventilador (mejora en el rodete, aerodinámica) podemos ahorrar hasta 1,73 unidades de energía en la

fuente (1/(0,94*0,87*0,92*0,77)=1,73).

Tabla 2.1: Unidades de energía respecto del ahorro de una unidad de energía en el punto señalado

FUENTE VDF MOTOR TRANS VENT

1,00

1,06 1,00

1,22 1,15 1,00

1,33 1,25 1,09 1,00 1,73 1,62 1,41 1,30 1,00

2.2.1 BENEFICIOS DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA

La eficiencia energética, es decir, el uso eficiente de los recursos energéticos, tiene diversos beneficios

individuales y beneficios locales, regionales y nacionales o de carácter público. Los beneficios individuales los

percibe quien hace eficiencia energética, pudiendo ser una entidad privada o pública. Los beneficios que se

exponen incluyen algunos bastante conocidos y otros no tan obvios, pero tal vez más importantes.

Beneficios individuales de la eficiencia energética

Los beneficios individuales de la eficiencia energética se pueden clasificar en beneficios directos y beneficios

indirectos:

Los beneficios directos están directamente vinculados y se pueden cuantificar a partir del ahorro en la

fuente de energía respectiva debido a la mayor eficiencia energética, entre ellos están:

Menor consumo de energía, ya sea combustible, electricidad o alguna fuente renovable. En el caso de la electricidad, disminuye el consumo de energía eléctrica y la demanda o potencia máxima en horario punta y fuera de punta.

Menor gasto variable en abastecimiento energético o ahorros respecto a la línea base previa a un

proyecto de eficiencia energética.

Menor consumo de otros recursos ligados al abastecimiento energético; por ejemplo, menor

consumo de agua de reposición en calderas.

Reducción de emisiones debido al menor consumo de combustible en la industria; este hecho es

importante en zonas latentes y saturadas en calidad del aire y la legislación ambiental deben

avanzar en el reconocimiento de estas menores emisiones. Esto puede traducirse en ingresos

adicionales por venta de cupos de emisión.

Reducción de los parámetros que se controlan en residuos industriales líquidos cuando se recupera

energía de efluentes.


2-10

El flujo de caja de inversiones en sistemas de mayor eficiencia energética es menos sensible a

fluctuaciones en los precios de los combustibles y electricidad que sistemas de menor eficiencia

energética, beneficio y ventaja destacable de la eficiencia energética en un escenario de

incertidumbre en dichos precios en el periodo de evaluación y operación de cualquier proyecto.

Los beneficios indirectos corresponden a aquellos que se perciben en otros puntos de un proceso como

consecuencia de la mayor eficiencia energética en alguna parte de la industria; se deben a la vinculación que

existe entre los usos de la energía con otros aspectos de producción. Los beneficios indirectos no siempre

son posibles de cuantificar, sin embargo, deben ser considerados o valorados de alguna manera al realizar la

evaluación económica de proyectos de eficiencia energética. La magnitud de estos beneficios depende de la

magnitud y alcance de la mayor eficiencia energética; los siguientes son algunos ejemplos:

Hacer eficiencia energética involucra mejoras en la operación y mantenimiento de los sistemas, lo

que también conlleva a: disminución de fallas inesperadas, mayor confiabilidad, menos pérdidas de

producción, mayor productividad y reducción de costos de producción.

Mejor estética de la infraestructura productiva de la industria, lo cual puede mejorar la imagen

corporativa de la empresa y el ánimo del personal al estar en un “mejor” lugar de trabajo, lo que

por ende mejorará su productividad.

Mejor confort ambiental y calidad de vida del personal en su puesto de trabajo debido a la

reducción de las pérdidas de calor3, con la consiguiente mayor productividad y mejor salud.

Reducción de los riesgos de accidentes, por ejemplo, quemaduras en el personal, explosión de

equipo o incendios.

Beneficios locales, regionales y nacionales de la eficiencia energética

Estos beneficios corresponden a efectos positivos que ocurren en el entorno al lugar donde se implementa

un plan o proyecto de eficiencia energética, y en el caso de la electricidad, alrededor de las centrales

eléctricas proveedoras de dicha energía, en ambos casos, en aspectos principalmente medioambientales y

en la salud de las personas. Así se logran beneficios locales, cuya suma conlleva a beneficios regionales y

finalmente es el país es el que se ve beneficiado.

Obviamente la magnitud de estos beneficios deriva de la magnitud de la mayor eficiencia energética de cada

proyecto, pero además, hay que tener en cuenta que varios proyectos pequeños, pueden tener en conjunto

un efecto considerable local, regional, e inclusive nacional.

Además de los beneficios que se producen alrededor del proyecto de eficiencia energética debido a la

reducción del consumo de combustible, la reducción del consumo de electricidad tiene efectos positivos a lo

largo de las líneas de distribución, de las redes de transmisión y finalmente en el entorno medioambiental a

las centrales eléctricas que generan dicha electricidad: en el caso de las térmicas, un menor consumo de

combustible y emisiones, en las hidráulicas de embalse disminuye el gasto de agua embalsada, lo cual es

importante en escenarios de hidrología muy variable o sequías. Y en total en el sistema eléctrico, un menor

consumo de energía eléctrica disminuye el costo marginal en el mercado spot, lo cual finalmente se traduce

en un menor precio de la electricidad a pagar por los consumidores.

3 Hoy existen puestos de trabajo con temperaturas inhóspitas.


2-11

Los siguientes son ejemplos de beneficios de este tipo y ocurren en torno al sitio donde se ejecuta un

proyecto de eficiencia energética y en torno a las centrales eléctricas que atienden dichos consumos:

1. Mayor seguridad de abastecimiento energético.

2. Reducción de las importaciones de combustible.

3. Mayor independencia energética.

4. Mayor confiabilidad de los sistemas eléctricos centralizados.

5. Mejora en las reservas de agua embalsada.

6. Contribución a la extensión del periodo de disponibilidad de combustibles fósiles en Chile y el

mundo.

7. Disminución de residuos industriales líquidos y sólidos cuando tienen aprovechamiento energético.

8. Reducción de emisiones atmosféricas de gases contaminantes y gases de efecto invernadero.

9. Mejor calidad del aire en zonas pobladas, mejora de la salud de las personas, y por ende, menores

gastos en salud.

2.3 INTRODUCCIÓN A LAS AUDITORÍAS ENERGÉTICAS

Una auditoría energética consiste en la verificación, monitoreo y análisis del uso eficiente de la energía (EE),

incluyendo la presentación de informes técnicos y financieros sobre las recomendaciones para mejorar la EE

con análisis de costo-beneficio y plan de acción para implementar las recomendaciones.

Entre las motivaciones y objetivos para realizar una auditoría energética se encuentran:

Gestión de los costos de la empresa aprovechando el potencial ahorro de energía

Ayuda a entender mejor la forma en que la energía es utilizada en una planta

Ayuda a identificar las áreas donde existen pérdidas de energía y donde enfocar las mejoras

Permite encontrar soluciones factibles, técnica y económicamente

Considera la estructura organizacional y marcos de tiempo involucrados

Una auditoría puede ir desde auto-diagnósticos muy sencillos, que siguen una pauta simple de verificaciones

(check list), hasta herramientas formales más complejas, tales como auditorías detalladas que permitan

conocer las fuentes de energía de, sus usos en procesos y subprocesos específicos, e identificando y

cuantificando los potenciales mejoramiento de la eficiencia; hasta auditorías dedicadas a un área de

especialización específica.

Las auditorías energéticas constituyen la base de las intervenciones y mejoras específica en materia de

consumo energético, uso eficiente de la energía y reducción de emisiones de GEI en una empresa. Hay que

distinguir los tipos de energía que se audita, porque no todos los consultores cuentan en su equipo

profesional con los especialistas requeridos para abordar todas las formas de energía; por lo que a veces la

auditoria resulta sesgada: se enfoca sólo en los usos eléctricos, o sólo en los usos térmicos. Ante esto es

importante fundamentar el enfoque dado a cada auditoría.

La auditoría debe incluir un plan de implementación de las medidas de eficiencia energética, que considere

criterios de priorización, costos, beneficios y plazos de ejecución. Es importante tener presente que las


2-12

Auditorías Energéticas no economizan energía per se, es la implementación de las recomendaciones de

estas auditorías las que conllevan a lograr mayor eficiencia energética.

Los pasos que pueden distinguirse en la realización de una auditoría energética son:

1- Preparación de la auditoría: En esta fase pueden conocerse de forma global los principales procesos

y oportunidades de mejora de eficiencia energética, de modo de priorizar el trabajo posterior de

auditoría.

2- Caracterización energética de la empresa. Consta de 3 partes: (i) Recolección de información, (ii)

Medición, (iii) Caracterización y análisis del uso de energía

3- Identificación de oportunidades de mejora: A partir de este análisis se realiza una propuesta de

mejoras de eficiencia energética, especificando sus características técnicas y económicas, y ahorro

de energía asociado a la aplicación de cada medida.

4- Determinar beneficios e inversiones: A partir de este análisis se priorizan y seleccionan aquellas

medidas viables económicamente.

5- Reporte: Que incluya los resultados de los pasos anteriores y un plan de implementación de las

medidas propuestas, junto a las recomendaciones necesarias para su correcta puesta en marcha.

Sería apropiado agregar como fases siguientes a una auditoría energética:

6- Implementación: La ejecución de las oportunidades de mejora detectadas en la auditoría

7- Mejora continua: establecimiento de un sistema de gestión de la energía

Se recomienda que la auditoría energética forme parte de un ciclo más completo de eficiencia energética

que considere la implementación de las medidas propuestas en la auditoría y de un sistema de gestión

energética que incentive a que la economía de energía sea mantenida y mejorada en el tiempo. Las

auditorías son parte de la Gestión energética y constituyen una herramienta fundamental y efectiva para

hacer gestión, por ende se deben efectuar periódicamente y no sólo una vez. Es de toda conveniencia que

un auditor o consultor de eficiencia energética, recomiende entre las medidas “blandas”, la instauración de

un Sistema de Gestión de la Energía, el cual deberá velar, entre otras cosas, porque las medidas

recomendadas por la auditoria se materialicen. Este ciclo se presenta en la siguiente figura.


2-13

Figura 2.7 Ciclo de una auditoría energética

2.3.1 PARTES DE UN INFORME DE AUDITORÍA

Acorde a las pautas de revisión definidas por la Agencia Chilena de Eficiencia Energética, un informe debe

contar con las siguientes partes:

1. Resumen ejecutivo

2. Objetivos generales y específicos

3. Problemática energética auditada y justificación

4. Diagnóstico energético

4.1. Análisis del Consumo Energético. Se debe presentar los aspectos relacionados con la

caracterización energética de la empresa a nivel de consumo. Se debe indicar:

fuentes de energía que se utiliza en la empresa,

desglose del consumo energético según fuentes energéticos,

desglose de los gastos energéticos según fuentes energéticos,

indicadores del consumo energético,

indicadores de gastos energéticos

4.2. Análisis del Uso Energético: Se debe presentar los aspectos relacionados con la caracterización

energética de la empresa a nivel de usos finales. Se debe indicar:

sistemas energéticamente relevantes que opera la empresa,

descripción y caracterización del uso de energía en la empresa,

consumos y gastos energéticos por usos y/o procesos,

Implementación

Mejora continua

Auditoría

Ciclo Eficiencia Energética


2-14

desglose del consumo energético según usos / procesos, diagrama(s) de flujo de energía,

determinación de los sistemas que fundamentan principalmente el consumo de energía

de la empresa,

indicadores de EE por sistemas, usos, procesos,

factores respecto de sistemas / procesos y su operación que influyen el consumo

energético,

ineficiencias, perdidas y oportunidades para mejorar la EE relacionados a los sistemas /

procesos y su operación.

4.3. Descripción de las medidas de EE identificadas. Se debe indicar:

descripción de cada una de las medida de EE,

montos de inversión para cada una de las medidas,

la vida útil para cada medida,

cálculo de los ahorros energéticos para cada medida,

cálculo de los beneficios económicos para cada medida, energéticos y no energéticos,

evaluación económica para cada medida. Se debe indicar:

o medidas que requieren un financiamiento externo,

o flujo de caja,

o indicadores de la evaluación económica del conjunto de medidas(PRI, VAN, TIR),

4.4. Selección y priorización de las medidas. Se debe indicar:

criterios de selección / priorización de las medidas,

metodología de priorización utilizada,

clasificación de cada medida identificada en según su prioridad

5. Plan de Implementación. Se debe indicar:

requerimientos básicos para la implementación exitosa,

posibles obstáculos, dificultades, riesgos relacionados con la implementación de las

medidas,

Carta Gantt de Implementación,

necesidades de sensibilización y capacitación,

apoyos para cotizar equipos o ingeniería relacionados a la implementación de las medidas

recomendadas,

aspectos de seguimiento y medición y verificación.

6. Análisis financiero. Se debe indicar

fuentes de financiamiento para realizar medidas de inversión,

condiciones de estas fuentes

análisis de sensibilidad

Comparación entre opciones de financiamiento

7. Conclusiones

8. Anexos. Deben entregarse al menos los siguientes:


2-15

Minutas de reuniones,

Facturas y resultados de mediciones,

copias de cotizaciones o metodología de estimación de montos de inversión,

memorias de cálculos / resultados de simulaciones que fundamentan los ahorros de las

medidas,

fuentes de información utilizados para efectos de la consultoría,

2.3.2 ESTABLECIENDO COMPROMISOS CON LA EMPRESA

El éxito de una auditoría energética no sólo depende de que sea realizada por un buen consultor, sino que

se requiere además el trabajo de la empresa para la auditoría: participación de la empresa en la auditoría, el

compromiso de la empresa con la eficiencia energética y constituir una buena contraparte técnica.

La participación de la empresa en la auditoría debe concretarse mediante la asignación de uno o

más profesionales y técnicos con buen conocimiento de los procesos que serán parte de la

auditoría y entendimiento de las demandas de energía respectivas, para colaborar con el consultor

en el levantamiento de información en terreno, mediciones, etc. y en los análisis respectivos.

El compromiso de la empresa debe manifestarse mediante una persona de nivel gerencial con

poder de decisión que tenga la autoridad suficiente para asignar recursos a la eficiencia energética.

En la auditoría, dicha persona debe permitir el acceso del consultor a la información y a hacer las

mediciones que sean necesarias en los procesos; en las etapas posteriores a la auditoría, es decir, la

fase de implementación de opciones de eficiencia energética, debe asignar y proporcionar los

recursos necesarios para que dichas medidas se concreten: crear cargos responsables de la

eficiencia energética en el organigrama de la empresa, asignar presupuesto anual a la eficiencia

energética, proporcionar capital y conseguir financiamiento para opciones que requieran estudios

de ingeniería más profundos o inversiones en equipos y tecnología, etc.

La disposición de la empresa debe reflejarse a través de una contraparte técnica válida para el

consultor, es decir, con conocimiento de los procesos y sus demandas de energía, con un nivel

profesional comparable al del consultor, para revisar cuidadosamente los informes que entrega el

consultor que hace la auditoría energética. Ambas partes deben procurar que la auditoría se realice

correctamente. La contraparte técnica debe tener comunicación directa con el personal de la

empresa que colabora con el consultor en el levantamiento de información y con los cargos

gerenciales involucrados. Por otro lado, el trabajo de la contraparte debe ser complementario al

trabajo del consultor.

El trabajo de estos tres elementos de la empresa es fundamental para dar el enfoque sistémico correcto a

una auditoría energética y para el éxito de la eficiencia energética en la empresa; estos elementos de la

empresa pueden constituir el área encargada de la eficiencia energética.

2.3.3 TRABAJO PRELIMINAR DE LA AUDITORÍA

La auditoría preliminar es un trabajo rápido que permite

Establecer el consumo de energía de la empresa

Estimar el alcance de la reducción del consumo de energía

Identificar las principales áreas de atención


2-16

Identificar ahorros inmediatos, especialmente medidas blandas

Establecer referencias de consumo energético

Identificar áreas que requieren un estudio detallado

Caracterización energética preliminar utilizando información de fácil acceso

Durante la auditoría preliminar se debe desarrollar el plan de la auditoría en el cual deben documentarse:

Misión y objetivos de la auditoría

Plazos y lugares

Unidades organizacionales

Información de contacto

Elementos a priorizar

Carta Gantt

Miembros del equipo auditor

Formatos y contenidos de los reportes

Deberán realizarse reuniones de coordinación entre el personal a cargo en la planta y el auditor en que se

convengan los aspectos antes mencionados, se revise la planificación, se explique y ajuste la metodología de

trabajo acorde a los objetivos planteados, se definan los contactos, visitas y reuniones futuras. En las

reuniones del proceso preliminar deben quedar aclaradas las dudas que puedan existir entre las dos partes.

Debe quedar clara la definición de recursos, considerando

Recursos financieros

Accesos a la planta

Plazos

2.3.4 PROBLEMAS TIPO EXAME N

1) ¿Cuál de estas afirmaciones no es correcta?

a. En una máquina térmica, se genera trabajo utilizando el calor que fluye entre dos fuentes a

distinta temperatura

b. Calor es la energía acumulada en una masa por efecto de su temperatura

c. La Potencia es el Trabajo realizable por cada una unidad de tiempo

d. El Trabajo mecánico se define como la acción de una fuerza que genera un cambio de posición

2) ¿Cuál es la eficiencia teórica de un ciclo de Carnot ente dos fuentes a 93°C y 290°C respectivamente?

a. 35%

b. 43%

c. 52%

d. 28%

3-1

3. CARACTERÍZACIÓN ENERGÉTICA

La ejecución de una auditoría energética contempla realizar las acciones que se indican a continuación, las

cuales deberán consignarse en el Informe Final de la auditoría:

1. Análisis de la situación actual de la empresa en relación al consumo energético:

Las fuentes de energía utilizadas por la empresa, sus proveedores y tipos de contratos o

convenios vigentes con los proveedores.

El consumo mensual y anual de energía, diferenciado por tipos de energía en sus unidades

físicas (m3, litro, kg,…) y en una unidad común (KWh o KJ).

El costo energético anual diferenciado por tipos de energía.

Los indicadores respectos del consumo y gasto energético, entre ellos: consumos específicos de

electricidad y combustible (energía por unidad de producto físico), Intensidad energética

(cociente energía/ventas), gasto en energía / gasto total de producción, etc.

2. Análisis de la situación actual de la empresa, en relación al uso energético en los procesos

Considerar todos los sistemas, instalaciones y maquinarias relevantes consumidoras de energía

en la empresa.

Describir y caracterizar el uso de energía en los procesos productivos y auxiliares de la

empresa.

Elaborar diagrama(s) de flujo de energía, respaldado(s) con planos de las instalaciones, layout

de procesos y otros documentos relevantes existentes.

Elaborar un balance de energía por usos, procesos y/o áreas que permita concluir sobre el

desempeño energético de la empresa.

Determinar los consumos y costos de energía de acuerdo a sus usos, procesos y/o áreas,

mediante cálculos y/o mediciones y/o estimaciones.

Definir y determinar indicadores de eficiencia energética relacionados a usos, procesos, áreas

productivas y equipos relevantes de la empresa.

Definir los principales equipos e instalaciones que son relevantes para el consumo energético

de la empresa, identificando tipo de energía utilizada, rendimiento, factores de carga, horas de

funcionamiento.

Identificar los factores que influyen en el consumo energético dentro de los usos y procesos

energéticamente relevantes.

Identificar ineficiencias, pérdidas y oportunidades.

Se debe verificar la consistencia de los cálculos y estimaciones respecto de los consumos por procesos y usos

con la información de las facturas y con eventuales evaluaciones realizadas con anterioridad por la empresa

(de no existir, explicitarlo).

3.1 METODOLOGÍAS DE ANÁLISIS ENERGÉTICO

La auditoría energética requiere conocer donde se consume la energía y cuanta energía se consume en cada

sistema. Cuando se tiene una idea de los principales flujos de energía entonces es posible identificar los

puntos donde hay menor eficiencia energética y los puntos de mayor demanda.


3-2

Entre las herramientas que ayudan al auditor a entender el uso de energía en una planta existen distintos

tipos de diagramas que pueden utilizarse de forma complementaria. La siguiente tabla resume algunos tipos

de diagramas.

.

Diagrama de torta:

Señala en términos porcentuales la distribución entre distintos elementos. El diagrama de torta sintetiza la información básica de caracterización energética:

Distribución del consumo de energía por fuentes. Ej: Gas, electricidad, etc.

Distribución de los costos de energía. Ej: Gas, electricidad, etc.

Distribución de los usos de energía (total, térmica y eléctrica). Ej: Calefacción, motores, etc.

Diagrama de flujo

Permite graficar de forma global un balance de energía. El diagrama de flujo consta de 4 bloques de información

Inputs del proceso, puede ser combustible, vapor, agua caliente, electricidad, etc;

Proceso, debe presentarse de forma secuencial, desde la materia prima hasta el producto final, incluyendo procesos intermedios. Se pueden incluir parámetros de operación tales como temperatura, presión, etc.

Desechos/ subproductos pueden incluir sólidos, líquidos, químicos e incluso energía.

Output del proceso es el producto final de la planta.

Diagrama Sankey

Representa las entradas y salidas de energía.

El ancho representa el porcentaje de cada salida de energía, con respecto a la entrada.

El punto de salida de cada flecha permite comprender el orden en el que suceden las salidas de energía.

Compresor25%

Ventiladores 1%

Bombas4%

Cortadoras9%

Secadoras8%

Iluminación16%

Motor máquinas

14%

Calefacción25%


3-3

Diagrama de Pareto

Representa gráficamente los puntos clave del aspecto a analizar, al ordenarlos de mayor a menor, representando además el peso porcentual de cada elemento respecto al total.

Se puede elaborar diagrama de Pareto para:

Consumos de fuentes de energía

Demanda de energía en procesos

Demanda de energía por equipo, dentro de un proceso

Costos de la energía

Pérdidas de energía en un proceso

La mayor parte de los diagramas antes mencionados requieren conocer el balance de energía de la planta a

analizar. Un balance de energía permite conocer cuánto del consumo energético de la empresa se utiliza

efectivamente en satisfacer la demanda y cuánto se pierde. El balance puede realizar a un nivel grueso, de

una planta completa, o a un nivel detallado, por proceso.

Un balance de energía (y masa), es una parte fundamental de la caracterización del consumo de energía de

una empresa, pues nos muestra a nivel global (o particular, para los subsistemas) todas las entradas y salidas

de energía (en concordancia con el Primer Principio de la Termodinámica). Acá vale la pena recordar un

principio básico de la ingeniería en cuanto a los flujos en un sistema: “lo que entra menos lo que sale, es

igual a lo que se acumula”.

El balance consiste en determinar por un lado el consumo de energía de cada proceso, acorde a los límites

establecidos por el consultor según las necesidades de análisis; las pérdidas asociadas a las ineficiencias de

cada proceso y finalmente los usos finales de energía de cada proceso (acorde a la demanda). La suma de los

flujos de energía debe ser tal que la salidas de energías (pérdidas y energía útil aportada al proceso) sea

igual a la entradas de energía.

Existen diversos acercamientos a la realización de un balance de energía, según la preferencia del consultor

y la información existente. Si bien no existe una metodología estricta, hay una serie de consejos que

permitirán elaborar un mejor balance:

Realizar un bosquejo inicial del balance global energía.

Elegir subsistemas simples y minimizarlos acorde a las necesidades y a la información.

Incluir consumos de puesta en marcha y mantenimiento.

Utilizar valores promedio en el total de período utilizado. En casos de demanda estacionaria, debe

dividirse en períodos de alta demanda y baja demanda.

Incluir reutilizaciones dentro del sistema estudiado

Indicar información de calidad de la energía y otra que pueda ser necesaria (presión, temperatura,

Voltaje, Factor de carga, etc)


3-4

Los consumos globales de energía se conocen a partir de la información de facturas por la venta de

electricidad y combustibles. Los consumos por proceso pueden conocerse a partir de mediciones o bien a

partir del conocimiento de horas de uso, potencia, rendimiento y factor de carga de cada equipo. Los

requerimientos y las pérdidas de energía por proceso dependerán también de cada proceso, y se estiman

mediante diversos cálculos a partir de la información medición y recopilación de información de las

características de los sistemas.

Indicadores energéticos

El uso de indicadores permite tener información referenciada, la cual puede utilizarse para la comparación

de un período a otro, e incluso para la comparación entre distintas plantas de un mismo sector industrial.

Los indicadores más comúnmente utilizados son los siguientes:

Consumo específico: El consumo específico permite conocer la cantidad de energía que se requiere

por cada unidad producida por una empresa, corresponde a la forma más común de establecer la

eficiencia energética de una empresa, permitiendo compararla con otras empresas del rubro. Se

recomienda graficar la evolución de este indicador a lo largo de un año, de modo de establecer un

perfil que permita conocer el efecto de distintos factores sobre el consumo específico de una

empresa. Los indicadores que permiten conocer el consumo específico son:

o Unidad energética / unidad de volumen, utilizado principalmente en empresas

manufactureras. Ej: kWh/m3

o Unidad energética / unidad de peso, utilizado en empresas manufactureras y en empresas

de transporte de carga. Ej: kWh/ton

o Unidad energética / unidad producida, utilizado en empresas manufactureras. Ej:

kWh/unidad

o Unidad energética / superficie utilizada, utilizado principalmente en hotelerías o similares.

Ej: kWh/ m2.

o Unidad energética / por persona, utilizado en hotelería o empresas de servicio. Ej: kWh/

pasajero

o Unidad energética / distancia recorrida, utilizado en empresas de transporte. Ej: kWh/ km.

Rendimiento: El rendimiento se estima a nivel de procesos, permite conocer la eficiencia

energética específica de ciertas instalaciones. Al ser comparado con instalaciones similares permite

conocer si la eficiencia energética esta sobre o debajo de lo normal. Los indicadores que permiten

conocer el rendimiento son:

o Unidad energética entregada/ unidad física consumida. Ej: Kcal/m3 para referirse a la

energía entregada por una caldera por cada m3 de combustible consumido.

o Unidad energética entregada/ unidad energética consumida. Ej: % de rendimiento de un

motor.

o Unidad física de producción/ unidad física consumida. Ej: km/lt para referirse a la cantidad

de kilómetros entregados por un vehículo por cada litro de combustible consumido; Kg

vapor / m3 para referirse a la producción de vapor por cada m3 de gas natural.

Intensidad energética: La intensidad energética se estima a nivel de la empresa completa, permite

conocer la eficiencia global de producción en términos de unidad energética consumida por unidad

monetaria de ventas. Los indicadores que permiten conocer la intensidad son:

o Unidad energética/ unidad monetaria. Ej: kWh/US$

o Unidad física/ unidad monetaría. Ej: m3 de combustible/US$


3-5

Fuentes de información

La caracterización energética requiere de un gran número de datos de consumos y demandas de energía. Sin

embargo no todas las empresas cuentan con datos detallados de sus consumos de energía, por lo que es

tarea del consultor buscar la mejor alternativa. Algunas fuentes de datos para la caracterización energética

son:

Facturas de electricidad, gas, agua.

Mediciones de parámetros básicos: temperaturas, caudales, tiempo, etc.

Mediciones de parámetros específicos: Gases de escape, consumos de energía, etc.

Consulta a operadores y técnicos

Diagramas de procesos

Datos de “placa” de equipos, manuales y planos de los mismos.

Datos de mantenimiento

Benchmarking

Datos climáticos

Información encontrada en la literatura especializada

Información sobre la producción (cantidades)

Planos e historia de los edificios.

Serán necesarios además realizar estimaciones mediante técnicas de cálculos basados en criterios técnicos y

características propias del sistema o equipo a analizar. Para ello por ejemplo, se pueden utilizar cuando

existan, valores medios de indicadores de consumo típicos para esa clase de sistema o equipo, factores de

carga, perfiles temporales de uso, entre otros.

3.2 ANÁLISIS DE CUENTAS Y FACTURAS ENERGÉTICAS

3.2.1 TARIFICACIÓN ELÉCTRICA

Los pecios a clientes aplicados en Chile buscan reflejar los costos reales de toda la cadena productiva que

permite llegar con el suministro eléctrico a los consumos. Por esta razón, los precios a clientes finales se

obtienen por adición de las remuneraciones percibidas por cada segmento del sistema: generación,

transporte y distribución.

A continuación se presenta la estructura de costos de los precios a clientes finales según la clasificación de

estos, es decir, según se trate de clientes sometidos a regulación de precios (regulados) o clientes libres.

Clientes libres

Los consumidores de electricidad que pactan en forma libre sus contratos de suministro con alguna empresa

generadora ―o distribuidora― se denominan clientes no sometidos a regulación de precios o, más

comúnmente, clientes libres. En general, los clientes libres son aquellos cuya potencia conectada es superior


3-6

a 2.000 KW, o bien aquellos clientes cuya potencia conectada es inferior a 2.000kW, y superior a 500kW,

que opten libremente por acogerse a tarifa regulada o contratar su suministro por esta vía4.

Si bien estos clientes reciben en sus contratos ofertas libres, estos precios ofertados deben, de una u otra

manera, reflejar los costos asociados a los distintos segmentos de la cadena, de modo que los precios finales

a clientes libres, además de una componente asociada a la generación, debieran incorporar los peajes y el

ingreso tarifario correspondiente por concepto del uso del STT; y, en caso de encontrarse el cliente al

interior de una zona de concesión de distribución, el peaje de distribución (VAD).

Adicionalmente a los pagos ya descritos por concepto de producción, transporte y ―eventualmente―

distribución, la legislación vigente contempla otro tipo de cargos a partir de la aparición, en Mayo de 2005,

de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS). Según esta Norma, las Instalaciones de

Clientes deberán contar con el equipamiento necesario que permita el Control de Tensión y el suministro de

potencia reactiva, debiendo tener en sus puntos de conexión al Sistema de Transmisión, un factor de

potencia medido en intervalos integrados de 60 minutos, en cualquier condición de carga, comprendido

entre5:

0,93 inductivo y 0,96 capacitivo para puntos de conexión con tensión nominal inferior a 30 kV.

0,96 inductivo y 0,98 capacitivo para puntos de conexión con tensiones nominales iguales o superiores a 30 kV e inferiores a 100 kV.

0,98 inductivo y 0,995 para puntos de conexión con tensiones nominales iguale o superiores a 100 kV e inferiores a 200 kV.

0,98 inductivo y 1,000 puntos de conexión de con tensiones nominales iguales o superiores 200 kV.

Esta exigencia deberá ser cumplida en al menos el 98% del tiempo estadístico de cada mes. Hasta antes de

esta Norma (NTCyS, 2005), en cuanto a factor de potencia, el único límite establecido, por contrato, era

mantener los consumos inductivos bajo un nivel especificado (en KVAr-hora).

A nivel industrial y minero hubo, muy poco tiempo después de publicada la NTSyCS, una preocupación por el

nuevo tipo de multa. El gráfico de la figura siguiente muestra los nuevos límites especificados:

4 Estas son las condiciones más comunes para ser calificado como cliente libre, pero existen otras. Ver DFL Nº4/2006, Art.

147º.

5 Estos valores fueron tomados de la versión de la NTSyCS correspondiente al mes Octubre de 2009 y su posterior

actualización en el mes de Marzo de 2010 (ver Art. 5-24).


3-7

Figura 3.1 Límites para el factor de potencia

a) El límite 1 (señalado como la línea roja) establece como límite un factor de potencia 0,98.

b) El límite 2 (señalado como línea azul) establece la imposibilidad que existen inyecciones de potencia

reactiva capacitiva al sistema.

Los puntos señalados (cuadrados celestes) señalan los puntos de medición reales en una planta con

anterioridad a la NTSyCS. Lo anterior implica que tuvo que realizar dos acciones para cumplir con la nueva

normativa:

a) Instalar condensadores adicionales a los existentes debido a que el nuevo límite de factor de potencia

(0,98) es más exigente que el anterior.

b) Instalar un sistema de control automático que desconecte los condensadores cuando existe exceso de

potencia reactiva capacitiva, lo que ocurre normalmente cuando el consumo de la planta disminuye.

Hasta ese momento era usual no desconectar los condensadores de compensación de factor de

potencia cuando el consumo de la industria bajaba.

La figura siguiente muestra el esquema de conexión de un banco de condensadores constituido por seis

condensadores de 200 KVAr cada uno, cuya conexión es controlada mediante un relé que detecta la

potencia reactiva a la entrada de la planta (mediante señales de corriente y de voltaje provenientes de

transformadores de medida). El relé es capaz de conectar secuencialmente cada condensador según los

requerimientos de potencia reactiva capacitiva del sistema. Cada condensador es provisto de una reactancia

serie de modo que el sistema no se vea afectado por la presencia de armónicas en la instalación industrial.

Al mismo tiempo, esta reactancia limita el transitorio de conexión de cada condensador.

-1.500

-1.000

-500

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000

Po

ten

cia

React

iva [

kV

Ar]

Potencia Activa [kW]

Operación y límites de operación en una industria real

Medición Límite 1 Límite 2


3-8

52

12,5MVA

Z=8%Dy1110/13,2kV

S.E. PRINCIPAL

EDIFICIOS

AUXILIARES

SERVICIOS

750 kVAr

FILTRO

750 kVAr

FILTRO

1B 3A 4B4A3B

2A

1200A

30kVA

13.2/0.4kV59-8210

630A

2TP

2B

120VA

14400/120V

5A 5B

OTROS

5A

SIC

13,8 kV

3A52 1200A 1200A52

3B5B52 50A1200A52

5A 4A52 1200A

2A52

1B52

MENORES

1200A

1A

1A52

MINA

AREA 56PLANTA DE

BENEFICIO

CHANCADO PRIMARIO

1000/5A

3TT/CC (EXIST)

200 kVAr

600A

400V ; 50Hz

605-LC-BC-01 (PROY.)

200 kVAr200 kVAr 200 kVAr 200 kVAr 200 kVAr

600A600A600A 600A 600A

RPR

POTENCIA REACTIVARELE DE CONTROL

3x2500A

Dy1Z=5%

13,8/0,4kV

1,5MVA

3x6A

0.15 mH0.15 mH0.15 mH0.15 mH0.15 mH0.15 mH

SWITCHGEAR - 1GENERAL ELECTRIC (EXIST.)

Barra de alimentación

400 Volts

Señal

de

Voltaje

Señal de

Corriente

Figura 3.2 Esquema de conexión de un banco de condensadores

En resumen, la nueva NTSyCS obliga a la conexión de más condensadores, es más exigente en el factor

de potencia requerido, y, además, obliga a desconectar los condensadores cuando los consumos son bajos.

Clientes regulados

Los clientes sometidos a regulación de precios, o clientes regulados, corresponden a aquellos clientes

ubicados dentro de la zona de concesión de una empresa distribuidora y que no acreditan las condiciones

para ―o no han optado por― contratar su suministro bajo negociación directa. Estos consumidores pasan a

ser clientes de la empresa distribuidora en forma directa, de manera que se deben acoger al régimen de

tarifas dispuesto por la CNE. Las tarifas contempladas en los decretos de precio de nudo, y que son aplicadas

a los clientes regulados, se separan en primer término por la tensión de conexión (alta o baja tensión), luego

según la opción que tome el cliente en cuanto a contratar una cantidad de potencia fija para tomar de la red

o bien contratar un servicio en que se le cobra la demanda máxima registrada ―en horas de punta y fuera

de ellas―. De las tarifas propuestas, la más utilizada a nivel industrial corresponde a la tarifa en alta tensión

con medida para la demanda máxima, tanto en horas de punta como fuera de punta, tarifa conocida como

AT4.3. A continuación se detallan los cargos que contempla esta tarifa6.

Cargo Fijo: este cargo es independiente del consumo del cliente. Considera los costos fijos por concepto de

facturación, atención al cliente, infraestructura etc.

Cargo por energía: PNPr de energía correspondiente a la distribuidora respectiva multiplicado por un factor

de expansión de pérdidas en distribución. Eventualmente algunas distribuidoras incluirán en este cargo un

factor por ajuste del PNPr del sistema. Este cargo es multiplicado por el consumo del cliente.

6 En el caso de que contar con una opción tarifaria en baja tensión, los cargos enfrentados son similares, conceptualmente.

a los aquí presentados para la tarifa AT4.3, sólo existe diferencia en que los cargos para baja tensión incluyen un cobro por

el uso de las instalaciones de transformación requeridas, el cual es incluido en los cargos por energía y potencia con

factores distintos. Esto último es la razón de la diferencia de valor entre los cargos para opciones tarifarias en alta y baja

tensión, siendo estos últimos los de mayor valor.


3-9

Cargo por demanda máxima suministrada (potencia fuera de punta): demanda máxima suministrada

multiplicada por un factor de coincidencia7 de los consumos de potencia para las horas fuera de punta y por

el costo del servicio de distribución. Este cargo corresponde al pago que recibe la distribuidora por entregar

el servicio.

Cargo por demanda leída en horas de punta: PNP correspondiente a la distribuidora respectiva multiplicado

por un factor de expansión de pérdidas de potencia en distribución para las horas de punta y por el factor de

coincidencia para las horas de punta respectivo. A esto se suma la diferencia entre el factor de coincidencia

para las horas de punta con el de las horas fuera de punta multiplicado por el costo del servicio de

distribución, de modo de no pagar dos veces por la entrega del servicio. El cargo descrito es multiplicado por

la demanda máxima leída durante las horas de punta.

Cargo único por uso del sistema troncal: remuneración por uso del STT. Este cargo se multiplica por el

consumo de energía del cliente.

Cargo por factor de potencia (potencia reactiva): al igual que en el caso de los clientes libres, existe un cargo

que penaliza un bajo factor de potencia (indicador de alto consumo de reactivos). De esta manera, se

establece un recargo de acuerdo al cuociente entre el consumo de energía activa y reactiva mensual. Estos

valores son entregados por la autoridad en cada fijación de precios de nudo de corto plazo en una tabla

similar a la presentada para clientes libres antes de la aparición de la NTSyCS.

Las demás opciones tarifarias disponibles son similares a la AT4.3 en cuanto a las componentes

consideradas, diferenciándose exclusivamente por el tratamiento dado al cargo por potencia. A

continuación se presenta una tabla comparativa de las opciones tarifarias en alta tensión8 disponibles para

clientes regulados:

Tabla 3.1: Opciones tarifarias en alta tensión, tratamiento del cargo por potencia.

Cargo AT2 AT3 AT4.1 AT4.2 AT4.3

Dda. Máx. Contratada Leída Contratada Contratada Leída

Dda. Máx. Hrs. de Punta N/A N/A Contratada Leída Leída

N/A: No aplica.

Es importante mencionar que en las tarifas AT2 y AT3 no se cobra explícitamente un cargo por demanda

máxima en horas de punta, sino que se incluye este cobro en el cargo por demanda máxima. La forma en

que se aplica dicho cargo depende del comportamiento del cliente en relación a su demanda de potencia

dentro y fuera de las horas de punta, estableciéndose así las categorías de cliente “presente en punta” y

“parcialmente presente en punta”, lo que da origen a distintos valores para el cargo por demanda máxima,

siendo mayor aquel correspondiente a clientes clasificados como presentes en punta. El criterio para

calificar a los clientes que utilizan estas tarifas ―AT2 y AT3― se presenta a continuación:

a) Cliente presente en punta: si el cociente entre la demanda media y máxima (leída o contratada) es

mayor o igual a 0,5.

7 Este factor se determina para cada empresa y zona de distribución y busca dar cuenta de la coincidencia entre las

demandas de potencia de los clientes de cada empresa. En términos simples, este factor busca dar cuenta del hecho que

un Kw de potencia puede ser utilizado por más de un cliente en distintos momentos, de modo que cada uno haría utilización

de las mismas instalaciones de distribución.

8 Las opciones disponibles en baja tensión idénticas en cuanto a estructura, sin embargo los valores unitarios de los cargos

son distintos (mayores) debido a los recargos por concepto de de transformación.


3-10

b) Cliente parcialmente presente en punta: si el cociente entre la demanda media y máxima (leída o

contratada) es inferior 0,5. No obstante lo anterior, si en periodos de 60 minutos consecutivos

durante las horas de punta, el cociente entre la potencia media y máxima (leída o contratada)

resulta mayor a 0,85, y este hecho se presenta en forma frecuente9, el consumo será clasificado

como presente en punta.

Los demás cargos mencionados para la tarifa AT.4.3 (cargo fijo, único por uso del troncal y por factor de

potencia) se aplican de igual manera para las demás tarifas presentadas en la tabla anterior.

El valor de cada uno de los cargos, para cada opción tarifaria, se encuentra disponible en el sitio web de la

empresa distribuidora que presta el servicio.

Tarifas flexibles reguladas

Finalmente, cabe señalar la existencia de las llamadas Tarifas Flexibles Reguladas (TFR), las cuales tienen

por objetivo una reducción de los pagos asociados al consumo de electricidad.

Estas opciones tarifarias son establecidas por cada empresa distribuidora en forma particular, por lo que las

TFR ofrecidas por una empresa distribuidora no tienen por qué coincidir con aquellas ofrecidas por otra

empresa de distribución.

Todo cliente de una empresa de distribución puede optar por alguna de las TFR ofrecidas por ella, las cuales

puede conocer en los lugares de atención al cliente de la empresa correspondiente.

3.2.2 CAMBIO DE TARIFA V/S EFICIENCIA ENERGÉTICA

Se debe tener presente que un cambio de opción tarifaria derivado de un análisis económico entre las

distintas tarifas eléctricas y según el perfil de consumo del cliente, no corresponde a una medida de

eficiencia energética sino que de eficiencia económica, pues reduce el costo pero no el consumo energético.

Las medidas de eficiencia energética son distintos tipos de acciones vinculadas a la reducción de pérdidas de

energía en los procesos productivos que consumen electricidad; obviamente estas medidas derivan en un

beneficio económico para el usuario, lo cual se puede ver reflejado, por ejemplo, en menores pagos por

potencia, acorde a la tarifa que se tenga, al reducir la demanda.

Sitios Web con información del sector eléctrico

A continuación se presentan los sitios web de las instituciones en donde es posible encontrar información

técnica y económica relativa al sector eléctrico.

Comisión Nacional de Energía (CNE)

Dirección: www.cne.cl

Contenidos:

Leyes, decretos y normas.

Precios de Nudo de energía potencia (todos los mencionados)

Valores de sub-transmisión

Valores agregados de distribución

9 Se entenderá como frecuente si el hecho ocurre por lo menos durante 5 días hábiles del mes.

http://www.cne.cl/


3-11

Precio Medio de Mercado

Índices aplicables a Precios de Nudo

Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC)

Dirección: www.cdec-sic.cl (SIC), www.cdec-sing.cl (SING)

Contenidos:

Costo Marginal real por barra

Costo Marginal previsto

Cargos o abonos al precio de nudo (cargo AC)

Información técnica del sistema (centrales, líneas de transmisión, etc.)

Por otra parte, en los sitios web de las empresas de distribución es posible encontrar información relativa a

cada empresa, en particular las tarifas correspondientes a cada mes y opción tarifaria escogida por el

cliente.

3.2.3 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] R. Palma, G. Jiménez, I. Alarcón , Las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en el Mercado

Eléctrico Chileno, Comisión Nacional de Energía (CNE) y GTZ (2009(

[2] Comisión Nacional de Energía (CNE), La regulación del segmento transmisión en Chile (2005)

[3] Decreto con Fuerza de Ley nº4 2007, Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción (2007)

[4] Decreto Supremo nº327, Ministerio de Minería (1998)

[5] Decreto Supremo nº244, Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción (2005);

[6] Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD en Instalaciones de Media Tensión (NTCO)

(2007)

http://www.cdec-sic.cl/

http://www.cdec-sing.cl/

4-1

4. OPORTUNIDADES DE MEJORA DE EFICIENCIA ENERGÉTICA

4.1 IDENTIFICACIÓN DE OPORTUNIDADES DE MEJORA

La identificación de oportunidades de mejora se basa en el conocimiento de las necesidades de cada

proceso y de las condiciones de diseño de los equipos que operan en cada uno de estos procesos. Se

mencionó anteriormente que las mejoras de eficiencia energética pueden hacerse en tres niveles de trabajo:

reducir la demanda innecesaria de energía, modificar la tecnología por una eficiente, o sustituir o

complementar la fuente de energía aprovechando mejor los recursos energéticos existentes.

Si bien el flujo de energía va desde la fuente, pasando por la tecnología y llegando a la demanda final, el

análisis y las mejoras deben realizarse en el orden inverso, pues sería contraproducente realizar primero

cambios en el suministro cuando la demanda total de energía se va a ver reducida.

Figura 4.1 Dirección del análisis en una auditoria energética

Para la identificación de oportunidades de mejora se propone un enfoque metodológico, cuyo objetivo es,

para cada proceso energético de la planta, plantearse en cada nivel de uso una serie de preguntas, que

derivan en un check-list para el auditor energético.

1º Nivel de análisis: Oportunidades de reducción de la demanda de energía

¿La energía demanda es la que efectivamente se necesita?

En este punto es indispensable el conocimiento del balance de energía y de los procesos de la planta, de

modo de responder:

¿Qué operación se realiza?

¿Por qué se realiza?

¿Cuánta energía se consume?

¿Cuánta energía se requiere para satisfacer las necesidades?

¿Existen períodos significantes sin operación?

2º Nivel de análisis: Oportunidades de mejoras tecnológicas que permitan reducir el consumo de energía

¿Es posible mejorar el desempeño de los equipos?

Dirección del análisis aguas arriba

Dirección del flujo de energía


4-2

Esta pregunta considera los resultados de mediciones y observaciones de la planta. Deberán considerarse las

condiciones de operación, mantenimiento y la calidad de las tecnologías utilizadas. Algunas preguntas que

deben resolverse son:

¿Puede realizarse la misma operación más eficientemente?

¿Se están utilizando correctamente los principios que sostienen el proceso?

¿Es posible reducir las pérdidas de energía en los procesos de transporte de energía?

3º Nivel de análisis: Oportunidades de mejora en el aprovechamiento del recurso energético

¿Existen opciones que permitan aprovechar mejor el suministro de energía?

Los dos pasos anteriores apuntan a la reducción del requerimiento de energía, sin embargo también pueden

optimizarse las fuentes de energía para un requerimiento dado.

¿Existe una fuente natural de energía que permita reemplazar la fuente actual?

¿Existe algún desperdicio de energía en este u otro proceso que pueda reutilizarse como fuente de

energía?

¿Existe otro uso de que se le pueda dar a la energía desperdiciada por el proceso?

En las secciones B y C de la presente guía, dedicadas a la identificación de oportunidades de mejora de

procesos eléctricos y térmicos específicos, se seguirá la metodología planteada.

Es importante siempre empezar buscando en los principales puntos de consumo y en procesos que utilizan

las fuentes más caras de energía. (En este punto son de gran utilidad los diagramas elaborados en la etapa

de caracterización energética, ver capítulo 3.1)

Hacer un buen diagnóstico del uso eficiente de energía en una industria, requiere mirar los procesos con una

perspectiva sistémica, considerando: el diseño, la operación y el mantenimiento de los equipos, procesos

e instalaciones que usan energía o que son el foco de la auditoría, analizando los procesos en conjunto con

los cambios en las demandas de energía. No concebir la eficiencia energética con ese nivel de mirada

conlleva generalmente a un diagnóstico deficiente y por ende a soluciones pasajeras e incluso inapropiadas.

Un ejemplo genérico: es común diagnosticar operación ineficiente de equipos por funcionamiento a baja

carga, pero pocas veces se busca las causas de ello y se proponen malas soluciones. La causa respectiva

puede ser una entre muchas y cada causa tiene una solución distinta. Si la causa es un

sobredimensionamiento en el diseño del equipo se dan dos posibles casos: si el equipo está al borde de su

ciclo de vida útil, se podría reemplazar por uno nuevo y eficiente; en otro caso, es poco lo que se puede

hacer. Si la causa es la operación de dos equipos en paralelo, una solución es operar sólo con uno de ellos,

para que dicho equipo opere en una mejor condición de carga y el otro equipo servirá de respaldo; también

podría haber un problema en la operación o programación del proceso en sí, que esté impidiendo que el

equipo opere correctamente a una carga apropiada, lo cual requerirá como recomendación un revisión más

profunda de ellos, o mejorar la instrumentación, o tal vez, si el problema es simple, el consultor pueda

apreciarlo durante el levantamiento de información para el diagnóstico e identificar alguna solución; otra

causa puede ser un mal mantenimiento de los equipos, lo cual puede generar fricciones, desalineación u

obstrucciones que afecten negativamente la carga del equipo, etc. Por lo tanto, una ineficiencia energética

puede tener muchas causas y es necesario detectar las de fondo para dar la solución correcta y duradera.


4-3

Es ideal que el diseño de cualquier proyecto en la etapa de ingeniería incorpore variables de eficiencia

energética. Pero los consultores y empresas de ingeniería para los cuales está enfocada esta Guía,

generalmente se enfrentan a sistemas en funcionamiento. Sin embargo, cuando hay instalaciones que ya

han terminado su ciclo de vida y siguen operando o que están muy deterioradas, las recomendaciones de

renovación de dichas instalaciones deben mencionar criterios eficiencia energética en su diseño. Por

ejemplo, en el caso eléctrico, especificación de conductores eficientes en nuevos circuitos eléctricos con

buenos sistemas de control y monitoreo; en el caso térmico, optimizar el diámetro de una cañería, su

trazado y aislación térmica.

Obviamente una operación inapropiada disminuirá el desempeño energético de los equipos existentes y

también de los equipos nuevos que proponga un consultor, si no se dan indicaciones respecto a la operación

de los sistemas. Algunas causas de operación indebida de los equipos pueden ser: metas de producción muy

exigentes, incumplimiento de procedimientos, falta de instrumentación, etc.

En cuanto al mantenimiento, en el ámbito eléctrico, por ejemplo, se puede diagnosticar que un motor

eléctrico opera de manera ineficiente porque fue rebobinado, el consultor puede sugerir reemplazarlo por

un motor eficiente, pero si no se informa de las prácticas de mantenimiento de la empresa y no hace alguna

recomendación en ese sentido, en unos años más, es probable que rebobinen el motor eléctrico eficiente y

se perderá totalmente la inversión hecha en eficiencia energética. En el ámbito térmico, es común

diagnosticar trampas de vapor que están fallando con las respectivas pérdidas de energía, la solución

típicamente propuesta es reemplazarlas por trampas de vapor nuevas, sin embargo, es poco común

recomendar una rutina de inspección periódica de las trampas de vapor en las labores de mantenimiento de

la empresa, por lo tanto, en un tiempo más, las trampas nuevas también fallarán, nadie lo notará y volverán

las mismas pérdidas de energía.

Una vez detectadas las oportunidades de mejora, estas pueden categorizarse acorde a su grado de

complejidad y costo, en los 4 grupos indicados en la figura10

:

Figura 4.2 Categorización de las oportunidades de eficiencia energética

10

Esta caracterización es utilizada en el marco de los programas que desarrolla la Agencia Chilena de Eficiencia

Energética.

Correcciones básicas

Mejoramiento y control operacional

Mejoramiento tecnológico de equipos, por reemplazo de componentes, integración de componentes adicionales

Recambio e innovación Tecnológico (Reemplazo Equipos / Rediseño de sistemas completo)

Mayor complejidad y mayor costo


5-4

5. EVALUACIÓN DE PROPUESTAS

5.1 COSTOS DE LA ENERGÍA

La evaluación de un proyecto de eficiencia energética (EE) no se diferencia de la de otros proyectos y por

tanto pueden aplicarse las mismas técnicas y pueden usarse los mismos indicadores de factibilidad que la

empresa utiliza habitualmente. No obstante existen algunos métodos simples específicos para proyectos de

EE.

El siguiente diagrama representa la relación entre la información obtenida de una auditoría energética y la

evaluación económica de las medidas propuestas

Figura 5.1 Relación entre la información de la auditoria y la evaluación económica

Los costos de la medida a implementar se conocerán en base a cotizaciones, se debe cotizar equipos,

servicios y otros gastos asociados a la instalación de una mejora de eficiencia energética.

Los beneficios económicos en cada período de la medida corresponderán a la diferencia entre el costo por

consumo de energía sin medida de eficiencia energética, y el costo por consumo de energía con medida de

eficiencia energética. Conociendo el ahorro de energía este valor puede expresarse como:

[$] _ [ ] _ [$/ ]Ahorro Ahorro energía kWh Costo energía kWh

La valorización del costo de la pérdida de energía típicamente se hace de una manera simple, lo que en

algunos casos puede ser erróneo al simplificar en demasía la estructura energética y de costos del problema,

con consecuencias en la evaluación económica respectiva.

Factibilidad

técnica

Factibilidad

económica

Se selecciona medida para implementarse

Conocimiento del proceso

Disponibilidad tecnológica

Ahorro de

energía Beneficios

económicos Costos


5-5

Por ejemplo, en el caso de una caldera, para efectos de eficiencia energética, sólo interesan los costos

variables; el costo del vapor obligatoriamente considera el costo combustible y las pérdidas de energía de la

caldera, así para generar 1 Kcal de vapor se requieren más de 1 Kcal de combustible por efecto de las

pérdidas. En pocos casos se considerarán en el costo del vapor otros ítems de costo, tales como el costo del

agua de reposición, el costo del condensado recuperado, el costo del tratamiento del agua de alimentación

de la caldera o el costo eléctrico del bombeo del agua de alimentación (aunque algunos de estos costos

pudieran ser despreciables respecto al costo combustible, no se debe asumir esto a priori).

Lo que se hace comúnmente para costear las pérdidas de energía en un sistema, es asignar al costo de cada

Kcal de pérdida, el costo de la Kcal de calor útil generado en la caldera ó dividir la pérdida de energía por la

eficiencia de la caldera y aplicarle el precio del combustible. Esta estimación es válida cuando:

El tramo de distribución de vapor entre la caldera y el punto donde está la pérdida de energía está

en muy buenas condiciones y sus pérdidas de energía sean despreciables (menores a un 1-2%,

dependiendo de la longitud del tramo).

Cuando no hay recuperación de condensado, ya ello constituye un flujo cíclico que circula por el

sistema, constituyendo un flujo de $ que ingresa a la caldera y da vueltas en el sistema.

Cuando no se dan este tipo de condiciones, por ejemplo, si las pérdidas de energía en el tramo de

distribución de vapor son importantes, el costo del calor útil al final de ese tramo es mayor al costo del calor

útil a la salida de la caldera, debido a las pérdidas de energía en el tramo respectivo; o visto de otra manera,

1 Kcal útil al final del tramo de distribución de vapor requiere más combustible que 1 Kcal útil a la salida de

la caldera.

La relación anterior puede ser conservadora, pues al existir otras pérdidas de energía, aguas arriba, el ahorro

real de energía es mayor que el ahorro considerando el proceso de forma aislada. Conocidas las pérdidas

aguas arriba el ahorro real de energía por la implementación de una medida de EE será:

_ [ ]_ _

_ _ [%]

Ahorro energía kWhAhorro real energía

Eficiencia aguas arriba

5.2 ELEMENTOS DE LA EVALUACIÓN DE PROYECTOS

Flujo de caja

Es preciso considerar todas las inversiones (costos), incluyendo los que suelen ignorarse, como por ejemplo:

El costo de la ingeniería y las cotizaciones

El costo de la parada de planta o área no programada

El impuesto sobre las utilidades (un menor gasto en energía – ceteris paribus – implica mayores

utilidades)

Costos de operacionales adicionales y de mantención

Costos de entrenamiento. Dicho sea de paso, una buena mantención de los equipos y una correcta

capacitación de sus operadores contribuyen a la EE.


5-6

El costo de las llamadas “medidas blandas”11

es distinto de cero, aun cuando no haya inversiones en

equipos, pues en general requieren alguna ingeniería, cuyo costo habrá que estimar. No es

cuantificable a priori el costo de la ingeniería en el caso de las medidas blandas, por lo que el

consultor tendrá que hacer una estimación, para la cual puede basarse en su experiencia sobre el

tiempo requerido en casos similares o en un porcentaje del costo del equipamiento (si lo hubiese).

En el caso de la gestión tarifaria o precio de los energéticos, hay dos situaciones:

a) Una en que solamente hay que negociar con el proveedor de electricidad o combustibles; en

cuanto a los combustibles hay diferentes situaciones, un solo proveedor o proveedores alternativos

y es posible negociar, por ejemplo, de acuerdo al volumen de compra. En el caso eléctrico y de

combustible, no hay inversión, pero sí un costo: el del profesional que negocia.

b) Otra en que es preciso invertir en equipos e ingeniería. Por ejemplo ante la necesidad de mejorar el

factor de potencia, por lo que se hace necesario incorporar condensadores, entonces habrá un

costo de ingeniería (probablemente pequeño) y un costo de equipamiento.

Cabe destacar que la gestión de tarifas no es eficiencia energética sino eficiencia económica. Hay un ahorro

monetario pero no una disminución del consumo de energía.

Eventualmente, puede ser conveniente considerar el “costo de ciclo de vida”, LCC por su sigla en inglés, el

que incorpora varios costos que muchas veces no se consideran en las evaluaciones, por ejemplo, el costo

del “decommisioning” cumpliendo las normas ambientales.

El documento de Ejemplos prácticos incluye varios ejemplos en los que se desarrolla un flujo de caja, en los

capítulos respectivos se pueden identificar porque en su nombre dice “…evaluación económica”.

Indicadores de factibilidad económica de un proyecto

Se analizarán brevemente los bien conocidos: período de recuperación de la inversión o capital (PRI), valor

actualizado neto (VAN) y tasa interna de retorno (TIR), destacando sus méritos y desventajas que no siempre

se tienen presente. Las ecuaciones de cálculo respectivas se presentan en los ejemplos prácticos.

1) Payback simple (Plazo de Recuperación de la Inversión)

Para una apreciación aproximada del atractivo de un proyecto, el PRI es una herramienta útil, pero no

apropiada para indicar categóricamente dicho atractivo, excepto por la rapidez con que se recupera la

inversión. El Payback simple privilegia la liquidez sobre la rentabilidad.

El Payback simple no considera las posibles ganancias del capital que se recupera posterior al período de

retorno. Un defecto más serio es que no toma en cuenta la vida económica de los activos físicos, como

tampoco el valor residual de los mismos. Ello que es posible en una alternativa que tiene un Payback simple

más largo que otra, pero que genera una mayor tasa de retorno del capital invertido. Por tales razones, un

Payback simple breve puede ser un indicador inadecuado para considerar beneficios en el largo plazo.

11

Medidas que no tienen asociada una intervención en equipos auxiliares o de proceso. Generalmente están relacionadas

con medidas de mejora de gestión.


5-7

Para identificar los reales beneficios de las inversiones efectuadas en EE, es preciso recurrir a técnicas que

reflejen apropiadamente la “longevidad” de sus retornos.

En síntesis, debería evitarse el uso del Payback simple para tomar decisiones de inversión, excepto como

indicador de riesgo vía la mayor o menor rapidez con que se recupera el capital invertido.

2) Valor actualizado neto (VAN) y tasa interna de retorno (TIR)

Para una mejor evaluación económica hay que recurrir a los flujos monetarios descontados, o sea al valor

presente neto o valor actualizado neto (VAN) y a la tasa interna de retorno (TIR).

El VAN tiene considerables méritos, pues toma en consideración el valor temporal del dinero y los flujos

monetarios durante la vida el proyecto. Requiere fijar a priori un determinado valor para la tasa de

descuento o costo de oportunidad (Consultor debe identificar la tasa de descuento utilizada por la empresa

para sus evaluaciones, habitualmente se usa 10% o 12%).

(1 )

i

n

FVAN I

i

Donde:

VP: Valor presente del flujo de caja

i: tasa de descuento

n=:Vida útil del proyecto

I: Inversión

Se calcula en Microsoft Excel ® con la función “VNA”

Figura 5.2 La función VNA en Excel

__

_

Costo inversiónPayback simple

Ahorros anuales


5-8

Por otra parte, muchos empresarios acostumbran asimilar la rentabilidad a la tasa de retorno y consideran

que un valor monetario absoluto es más difícil de entender.

La TIR presenta varias ventajas, entre otras la de ser independiente de la tasa de descuento y contar con la

preferencia de muchos. Pero no está exenta de limitaciones, por ejemplo, no se presta bien para flujos

irregulares, que cambian de signo con frecuencia. Si bien se define habitualmente la TIR como aquella tasa

de descuento para la que el VAN es igual a cero, con mayor propiedad, es la tasa de interés compuesto al

que permanecen invertidas las cantidades no retiradas del proyecto de inversión. Obviamente supone que

hay reinversiones con la misma rentabilidad de la TIR. Normalmente se supone que la totalidad se reinvierte

la totalidad disponible y que la reinversión genera la misma TIR, pero esto no es siempre necesariamente

así).

Se calcula como la tasa de descuento que hace al VAN=0

0(1 )

i

n

FVAN I

TIR

Se calcula en Microsoft Excel® con la función “TIR”

Figura 5.3 La función TIR en Excel

Afortunadamente, en los casos usuales de las inversiones en EE, los flujos presentan cierta regularidad:

desembolsos iniciales (flujos negativos) y luego los siguientes positivos. No obstante, hay casos en que

existirán desembolsos recurrentes durante toda la vida del proyecto, por ejemplo, el reemplazo del

revestimiento de un horno.

Al momento de priorizar distintos proyectos desde el punto de vista de su rentabilidad, conviene tener a la

vista los 3 indicadores, dándole preeminencia a la TIR y al VAN. Según encuestas realizadas en otros países,

las preferencia de los empresarios son: TIR – 76%, VAN – 75%, PRI – 57%12

; el PRI goza de mayor

aceptabilidad en el sector de las PYME.

12

Graham, 2001.


5-9

Los siguientes dos métodos, Anualidades y Costo de Ahorrar Energía, son métodos simplificados de

evaluación económica apropiados y cómodos para proyectos de eficiencia energética de poca complejidad.

3) Anualidad (costo anual de la medida de mejora de la eficiencia energética)

La inversión se divide en pagos nominales iguales sobre su vida útil, considerando intereses. Los costos en el

caso base (sin la inversión) se comparan con los costos de alternativa de mejora (con la inversión). La

solución más económica será aquella con los costos totales más bajos. Este método es claro y

frecuentemente utilizado.

Costos a considerar en el cálculo:

Costos del capital: Costos para financiar la inversión. Costo de inversión considerando el factor de

interés. Considera las inversiones para los componentes técnicos, deducciones de impuestos,

subsidios, etc. En una reconstrucción, no se incluyen los costos debido a medidas no relacionadas

con la energía. Se consideran solamente los costos adicionales, por sobre los costos normales de

reconstrucción sin ahorro de energía.

Costos de consumos de energía: Costos directos derivados del consumo anual de energía, tanto

por energía como por potencia u otros (p.e. costo por mal factor de potencia).

Costos de operación y mantenimiento: Mantenimiento, personal, administración y seguros.

Los costos deben considerarse en base anual y en el caso de la inversión el costo anual considerando el

costo financiero. La suma de los costos anuales es la anualidad del proyecto, la que puede ser comparada

con otros proyectos que busquen el mismo objetivo. Por ejemplo el cambio de una caldera existente (caso

base o referencia) por otra nueva, para lo cual tenemos más de una alternativa con características

diferentes.

Si consideramos la anualidad y la dividimos por el consumo de energía útil obtenemos el Costo equivalente

de la energía, que nos da un número simple para comparar variantes de una misma medida. El resultado en

un costo por unidad de energía (ej. $/kWh), comparable.

Anualidad = Ck + Com + Cf

Ck : costo del capital, anual

Com : costo de operación y mantenimiento, anual

Cf : costo de la energía, anual

Ck = ΔI ∗ frc

frc : factor de recuperación del capital

𝑓𝑟𝑐 = 𝑟 ∗ (1 + 𝑟)𝑛

(1 + 𝑟)𝑛 − 1

r : tasa interés, anual

n : número de años

4) CAE : costo de ahorrar energía

Representa el costo de evitar el consumir una unidad de energía, mediante la implementación de una

medida de mejora de la eficiencia energética. Entrega un número simple que puede ser comparado con el

precio de la energía vigente en la empresa o institución que se está analizando.


5-10

Considera la inversión adicional considerando el costo anual del capital invertido y la energía anual que se

ahorrará con la implementación del proyecto de eficiencia energética.

En este caso se desprecian los costos de operación y mantenimento. Por lo mismo sirve para evaluar

proyectos de eficiencia energética simples.

𝐶𝐴𝐸 = ∆𝐼 ∗ 𝑓𝑟𝑐

𝐸𝐴

En que:

ΔI : inversión adicional total, $

EA : energía o cantidad equivalente ahorrada anual ( kWh/año; Mcal/año; litros/año, etc)

frc : factor de recuperación del capital

EJEMPLO: Un horno opera con GLP que tiene un precio de 300 $/lt y actualmente consume 18.900 lts/mes. En la chimenea del horno se instala un recuperador cuya inversión es de $ 9.180.000. Luego de la instalación el consumo desciende a 15.120 lts/mes, generando un ahorro de 3.780 lts/mes. Tendremos entonces un ahorro de 45.360 lts de GLP por año. Si consideramos una tasa de interés de 12% y 5 años para la evaluación, tendremos una inversión anualizada de $ 2.546.621. Dividiendo la inversión anualizada por el ahorro anual en litros obtenemos un CAE de 56,1 $/lt. En conclusión: consumir un litro de GLP cuesta 300 pesos pero evitarlo cuesta 56,1 pesos. Es decir le ponemos un precio al litro de GLP evitado, lo que nos hace muy sencilla la decisión.

Nótese que el método de la anualidad como el CAE, son simplificaciones del LCOE (costo nivelado de la

energía).

5) Otros indicadores económicos

Además de indicadores estrictamente monetarios, para priorizar se puede recurrir a un indicador mixto

(híbrido): cociente del costo de la inversión (en $) por unidad de energía ahorrada (GJ), que tiene el mérito

de ser independiente de las fluctuaciones que pueda experimentar en el precio de la energía durante la vida

del proyecto.

En el documento de Ejemplos prácticos, donde dice “evaluación económica”, se emplean distintos

indicadores económicos de evaluación de proyectos.

Proyectos de eficiencia energética v/s otros proyectos competitivos.

Uno de los problemas difíciles que enfrentan los consultores y gerentes de energía es justificar ante la

dirección de la empresa por qué debe invertirse en mejorar la EE, especialmente si hay otras prioridades

reales o aparentes que compiten para usar el capital disponible. Normalmente en las empresas se da

prioridad a las inversiones ligadas al corazón del negocio, a las actividades generadoras de utilidades, por

sobre las ligadas a la EE. Cuando se acepta invertir en EE, tienden a exigirle a estas inversiones tasas de

retorno superiores a las que le exigen a otras inversiones. Ante esto, es importante señalar a la empresa que

adicionalmente a los beneficios directos y visibles de las medidas de EE (reducción del consumo de energía),

existen otros potenciales beneficios, tales como el aumento de productividad, mejor calidad de los

productos, etc., lo cual también tiene un valor y aunque sea difícil de cuantificar, no debe ser ignorado.


5-11

Análisis de sensibilidad y de riesgos

Muchas de las hipótesis en que se basan los flujos de caja contienen elementos de incertidumbre. Aunque

costos como el de los equipos pueden conocerse en el momento presente con exactitud, hay otros que son

sólo estimaciones, y los flujos en años futuros normalmente contienen componentes de inflación. La misma

vida útil del proyecto es una estimación.

Por otro lado, los flujos de caja se calculan típicamente en base a estimaciones de los ahorros de energía, los

que a su vez se basan en estimaciones de muchas variables, tales como:

Consumos de energía actuales.

Horas de operación de los equipos.

Condiciones de carga de los equipos.

Eficiencia de los equipos a sus cargas de operación.

Entre otras.

Se debe recurrir a estimaciones porque típicamente no se cuenta con registros históricos ni mediciones

confiables. También ocurre que hay equipos sobre los que no se tiene la información de consumos y

eficiencias.

Esta realidad en la industria chilena obliga a trabajar en muchos casos con valores aproximados de variables

físicas que son necesarias para los cálculos de todo proyecto de eficiencia energética, y por lo tanto,

también deben hacerse análisis de sensibilidad respecto a cambios en los valores de las variables físicas

estimadas.

Recomendaciones respecto a las estimaciones y análisis de sensibilidad

Hay que mencionar que las estimaciones usadas pueden ser más o menos precisas según sea una auditoría

preliminar, una auditoría de detalles, según la magnitud e importancia del problema o según el plazo y

presupuesto disponible. Ante esto es recomendable:

1. Mencionar en el informe respectivo cómo se hicieron los cálculos, las estimaciones realizadas y los

supuestos simplificatorios considerados, pues una vez implementada una medida de eficiencia

energética se chequeará si lo estimado ocurre realmente.

2. Complementar las estimaciones con un análisis de sensibilidad respecto a cambios en las variables

físicas y económicas que fueron consideradas en los cálculos:

Es común este análisis respecto a variables económicas, tales como:

o Inversiones

o Precio de la electricidad

o Precio de los combustibles

Sin embargo, también debe hacerse respecto a variables físicas, ya que son la base del cálculo

de los ahorros y muchas veces sólo son estimaciones; entre las variables físicas más

importantes están:

o Tiempo de operación de los equipos

o Factor de carga de los equipos

o Eficiencia de los equipos, considerando valores a cargas parciales si el caso lo amerita.


5-12

Consideraciones de riesgo en la evaluación

El análisis de sensibilidad es también un instrumento que ayuda a dimensionar el riesgo que tiene la

inversión. El análisis de sensibilidad es de la mayor conveniencia, especialmente en proyectos cuya viabilidad

económica es marginal.

Es necesario poder responder a las interrogantes: ¿Cuánto deben variar ciertos parámetros para que el

proyecto se torne inviable y cuál es la probabilidad de ocurrencia de dichas variaciones?

Parámetros micro y macro económicos que se consideran en un análisis de sensibilidad y riesgo:

Factores micro: gastos operacionales, estructura de capital; estructura y costo de la deuda,

modificaciones en el esquema de financiamiento (p. ej. a leasing); cambios en la duración del

proyecto.

Factores macro: variables que afectan la operación de la industria en que opera la empresa, que no

son controlables por la empresa.

Supóngase, por ejemplo, que un proyecto viable está basado en un costo de la energía que escala al 10%

por año, pero cuyo análisis de sensibilidad muestra que el break-even point está en el 9% (es decir, el

proyecto se torna inviable si la inflación del precio de la energía cae por debajo del 9%). Hay por tanto un

alto grado de riesgo, mucho mayor que si el break-even point estuviera en el 2%.

Estructura de un proyecto bancable

Para otorgar financiamiento para un proyecto, normalmente la banca comercial requiere un proyecto con

suficientes antecedentes técnicos y económicos. Un proyecto que cumpla con las siguientes exigencias de

información puede ser considerado proyecto bancable:

Datos de la empresa: últimos balances, declaraciones de IVA y de Renta de los últimos 2 años.

Datos de los socios.

Proyecto técnico considerando todas las medidas a financiar.

Flujo de caja y evaluación del proyecto (utilización de indicadores como la TIR y el VAN para

demostrar la rentabilidad del proyecto).

Proposición del tipo de crédito requerido (que usualmente se negocia).

5.3 EJEMPLO DE EVALUACIÓN ECONÓMICA PROYECTO EÓLICO FINANCIADO CON

CRÉDITO

En el marco de una auditoría, un auditor visita una viña pequeña ubicada en la zona central. La viña cuenta

con aproximadamente con 50 ha de viñedos, Con lo que logra una producción anual que bordea las 100.000

botellas.

Durante el análisis de los consumos de la viña, el auditor descubre que uno de los consumos energéticos

importantes que ésta tiene es el sistema de riego, el cual contempla un sistema de bombeo desde unos

pozos, ubicados en la parte baja, hasta el sector de la plantación ubicada en la parte alta.

El consumo eléctrico anual del sistema de bombeo es de 85,000 KWh


5-13

Motivado por un posible beneficio tributario ligado a ERNC y la existencia de sectores altos y ventosos en los

terrenos de propiedad de la viña, la gerencia instaló hace poco más de un año una veleta anemómetro, por

lo que cuentan con datos de velocidad y dirección del viento que indican la factibilidad de instalar mini

turbinas eólicas para generación de energía eléctrica.

El auditor decide evaluar la alternativa de instalar 8 mini turbinas eólicas, de potencia nominal 2,5 KW cada

una. Los datos de vientos indican buenas condiciones de viento entre septiembre y marzo, lo que coincide

con que en los meses de junio y julio no se utiliza el sistema de bombeo.

Dados los datos de velocidad de vientos y con la ayuda de software especializados, el auditor estima que la

generación de energía de las 8 unidades sería de 49,600 KWh/año, pudiendo suplir casi el 60% de la energía

eléctrica utilizada para el sistema de bombeo.

Considerando la tarifa eléctrica de 71,2 $/KWh, el auditor calcula el ahorro producido debido a la energía

generada por las mini-turbinas, lo que entrega como resultado 3,531,000 $/año.

Para realizar el análisis económico, el auditor solicita cotizaciones que incluyen, torre, equipos, accesorios,

montaje y puesta en marcha, El costo total por turbina es de $1.800.000. Se estima un gasto anual en

mantenimiento y operación del orden de un 5% de la inversión.

Para financiar la inversión se evalúa una línea de crédito bancaria corriente con una tasa del 9% anual. Existe

la posibilidad que en un plazo de 1 año se apruebe una serie de medidas orientadas a apoyar proyectos de

eficiencia energética (EE) y energías renovables no convencionales (ERNC). Entre estas medidas se considera

poner a disposición a través de algunas entidades bancarias una línea de crédito especial, con una tasa

preferencial (7% anual) para proyectos de eficiencia energética, por lo que el auditor también evaluará la

rentabilidad del proyecto en este caso más optimista.

Para la evaluación y cálculo del VAN se utiliza una tasa de descuento del 12%.

La siguiente tabla presenta el flujo de caja del proyecto financiado con el crédito con tasa del 9% anual.


5-14

Tabla 5.1: Flujo de caja del proyecto en pesos, financiando con crédito con tasa comercial del 9%

Año Ahorros

Electricidad Pago

Crédito

Operación y Mantenimient

o Depreciación

Utilidad antes de

impuestos

Impuestos

Utilidad

año 1 3.531.024 -3.210.045 -720.000 -1.440.000 -1.839.021

-399.021

año 2 3.531.024 -3.210.045 -720.000 -1.440.000 -1.839.021

-399.021

año 3 3.531.024 -3.210.045 -720.000 -1.440.000 -1.839.021

-399.021

año 4 3.531.024 -3.210.045 -720.000 -1.440.000 -1.839.021

-399.021

año 5 3.531.024 -3.210.045 -720.000 -1.440.000 -1.839.021

-399.021

año 6 3.531.024 -3.210.045 -720.000 -1.440.000 -1.839.021

-399.021

año 7 3.531.024

-720.000 -1.440.000 1.371.024 -233.074 2.577.950

año 8 3.531.024

-720.000 -1.440.000 1.371.024 -233.074 2.577.950

año 9 3.531.024

-720.000 -1.440.000 1.371.024 -233.074 2.577.950

año 10 3.531.024

-720.000 -1.440.000 1.371.024 -233.074 2.577.950

Utilizando los valores de este flujo de caja, se calcula un VAN = $2.326.452 y una TIR de 32%.

Si se pudiera financiar el proyecto con el crédito preferencial para EE, es decir, con una tasa anual del 7% a

partir del próximo año (que es cuando debería entrar en vigencia el crédito especial para proyectos de EE).se

obtiene el flujo de caja de la siguiente tabla. Notar que para efectos del cálculo del VAN se debe considerar

que el proyecto parte un año después al momento de llevar los flujos al período actual.

Tabla 5.2: Flujo de caja del proyecto en pesos, considerando que se financia con crédito con tasa preferencial del 7%

Año Ahorros

Electricidad Pago

Crédito Operación y

Mantenimiento Depreciación

Utilidad antes de

impuestos Impuestos Utilidad

año1 0 0 0 0 0 0 0

año2 3.531.024 -3.021.060 -720.000 -1.440.000 -1.650.036

-210.036

año3 3.531.024 -3.021.060 -720.000 -1.440.000 -1.650.036

-210.036

año4 3.531.024 -3.021.060 -720.000 -1.440.000 -1.650.036

-210.036

año5 3.531.024 -3.021.060 -720.000 -1.440.000 -1.650.036

-210.036

año6 3.531.024 -3.021.060 -720.000 -1.440.000 -1.650.036

-210.036

año7 3.531.024 -3.021.060 -720.000 -1.440.000 -1.650.036

-210.036

año8 3.531.024

-720.000 -1.440.000 1.371.024 -233.074 2.577.950

año9 3.531.024

-720.000 -1.440.000 1.371.024 -233.074 2.577.950

año10 3.531.024

-720.000 -1.440.000 1.371.024 -233.074 2.577.950

año11 3.531.024

-720.000 -1.440.000 1.371.024 -233.074 2.577.950

Utilizando los valores de este flujo de caja, el auditor calcula un VAN = $2.770.936 y una TIR de 49%.

Por lo tanto, el proyecto es rentable y sólo requiere pequeños desembolsos durante los primeros 6 años.

Dado que los indicadores son mejores en el caso de utilización del crédito preferencial, es preferible esperar

a que se lance el crédito preferencial, aunque esto implique posponer en un año la toma de la decisión de

inversión.


5-15

5.4 PRIORIZACIÓN DE MEDIDAS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA

Si bien la evaluación económica es relevante al momento de realizar una auditoría energética, los

indicadores económicos no son el único factor de decisión para que una empresa decida llevar a cabo una

mejora energética. Por esta razón es útil realizar una priorización de las medidas de eficiencia energética

que tome en consideración todos los criterios que la empresa considera relevantes para decidir si se realiza

o no una mejora.

Para esto se deberá evaluar cada criterio de forma normalizada, es decir se debe usar la misma escala para

evaluar cada uno de los criterios. A modo de ejemplo se presenta una lista de factores a evaluar y los

criterios para una evaluación normalizada, es importante recalcar que esta tabla la debe elaborar cada

consultor en base a los intereses de la empresa involucrada.

Variable Evalúa con nota 1 si Evalúa con nota 2 si Evalúa con nota 3 si

Beneficios económicos Si el VAN de la medida es 0 o negativo

Si el VAN de la medida es bajo

Si el VAN de la medida es alto

Complejidad Si la implementación de la medida es muy compleja

Si la implementación de la medida es medianamente compleja

Si la medida es sencilla de implementar

Beneficios ambientales Si la medida no tiene beneficios ambientales

Si la medida tiene beneficios ambientales leves

Si la medida tiene beneficios ambientales notorios.

Mejoras en la productividad

SI la medida no tiene impacto en la productividad

Si la medida tiene impactos leves en la productividad

Si la medida tiene impactos notorios en la productividad.

Necesidades de detención

Si la medida requiere una detención prolongada de la maquinaria

Si la medida requiere una detención corta de la maquinaria

Si la medida no requiere detención de la maquinaria

Necesidades de capacitación

Si la medida requiere esfuerzos notorios de capacitación

Si la medida requiere esfuerzos menores de capacitación

Si la medida no requiere de capacitación

A cada variable se le asignará un valor de ponderación, acorde a la importancia que la empresa le da a cada

una. A modo de ejemplo se presenta la siguiente tabla, donde para la empresa la variable más importante

resulta ser la complejidad (pondera 1) y la variable menos importante es la necesidad de capacitación

(pondera 0,5).

Variable Ponderador

Beneficios económicos 0,9

Complejidad 1

Beneficios ambientales 0,7


5-16

Mejoras en la productividad 0,8

Necesidades de detención 0,6

Necesidades de capacitación 0,5

Luego, cada medida será priorizada acorde a la siguiente relación, donde un valor mayor indica que la

medida tiene mayor prioridad.

𝑃𝑟𝑖𝑜𝑟𝑖𝑑𝑎𝑑 = 𝑁𝑜𝑡𝑎𝑣𝑎𝑟𝑖𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑖 ∗ 𝑝𝑜𝑛𝑑𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑣𝑎𝑟𝑖𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑖

Al ser la eficiencia de cada proyecto visto como proyecto individual, diferente y mayor por cierto, que la

eficiencia energética global para la organización que genera esa medida, las eficiencias individuales no son

sumables.

Se debe tener presente que generalmente las medidas de eficiencia energética estudiadas se analizan de

forma independiente, no obstante existe una interdependencia pues pueden haber proyectos alternativos

entre sí y/o proyectos que afectan el consumo general del mismo recurso lo que afecta o hace menos

atractivo otros proyectos. Ello además puede tener efecto en el precio de la energía, particularmente si este

se determina por un sistema de tarifas diferenciadas por nivel de consumo.

Lo anterior implica que los ahorros que arroja el estudio de un proyecto individual, pueden verse

disminuidos por la realización de otro proyecto antes que este. Por consiguiente si un proyecto se decide

hacer primero, los ahorros de los otros proyectos deberían recalcularse asumiendo que ya se hizo el primer

proyecto.

Por ejemplo: en un edificio de oficinas los ahorros generados por un proyecto de incorporación de

luminarias eficientes, se verán disminuidos por un proyecto de incorporación de sensores de presencia que

encienden las luces sólo cuando hay ocupantes. Ambos proyectos afectan el mismo consumo.


3) En relación a instrumentos de evaluaciones económicas ¿Cuál de estas afirmaciones es correcta?

a. El Payback considera los retornos a lo largo de todo el tiempo considerado para la evaluación

económica.

b. La TIR es la tasa que combina la tasa financiera de interés y la inflación

c. El CAE es el costo equivalente de ahorrar una unidad de energía mediante un proyecto de EE.

d. En el cálculo de la anualidad debe considerarse únicamente el costo de la energía.

5.5 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] Bureau of Energy Efficiency, Guidebook: National Certificate Examination for Energy Managers and

Energy Auditors, India (2005).

[2] W. G. Sullivan, Engineering. Economy, Prentice Hall (2008).


5-17

[3] Costos del ciclo de vida: Pumpschool 2007: www.pumpschool.com, Efficiency and Life-Cycle-Cost

Calculation (2007).

[4] Manual para la Gestión de la Energía en la Industria Metal-Mecánica, Comisión Nacional de Energía

(2009).

[5] Graham, J.; Harvey, The theory and practice of corporate finance: evidence from the field, .Journal

of Financial Economics (2001).


5-18

SECCIÓN B. OPCIONES DE MEJORA DE

EFICIENCIA ENERGÉTICA EN PROCESOS

ELÉCTRICOS

6-1

6. INTRODUCCIÓN A CONCEPTOS ELÉCTRICOS

6.1 DIAGRAMA DE PÉRDIDAS PARA INSTALACIONES ELÉCTRICAS

Las pérdidas energéticas asociadas a las instalaciones eléctricas, son caracterizadas en el siguiente diagrama.

Figura 6.1: Diagrama de pérdidas en instalaciones eléctricas

6.2 TRANSFORMADORES

Un transformador es una máquina eléctrica que permite aumentar (o disminuir) la tensión de un sistema

eléctrico, recibiendo la energía a un cierto nivel de voltaje, y entregándolo a otro, manteniendo la

frecuencia. Esto permite que la energía eléctrica, generada a tensiones relativamente bajas, sea transmitida

a un mayor nivel, disminuyendo la corriente, lo que reduce las pérdidas de línea y caídas de tensión.

Pérdidas en

GeneraciónG

Alu

mbr

ado

Pro

ducc

ión

Com

puta

ción

Grupo

ElectrógenoTransformador

Interruptor

general

Pérdidas de

Transformación

Acometida

Pérdidas en las

redes eléctricas

Pérdidas por Factor de Potencia e

ineficiencias propias de las cargas

Flu

jo E

léct

rico


6-2

6.2.1 FUNCIONAMIENTO Y TIPOS DE TRANSFORMADORES

Un transformador está compuesto por dos o más bobinas eléctricamente aisladas, pero ligadas

magnéticamente. La bobina primaria está conectada a la fuente de alimentación y la bobina secundaria se

conecta a la carga. La relación de transformación es la relación entre el número de vueltas en la bobina

secundaria respecto al número de vueltas en la bobina primaria.

El voltaje en los bornes de la bobina secundaria es igual a la tensión entregada en los bornes de la bobina

primaria, multiplicada por la relación de transformación. A su vez, los ampere-vueltas del transformador

(calculados multiplicando el módulo de la corriente por el número de vueltas) es constante a ambos lados

del transformador. La regulación de la tensión de un transformador es el porcentaje de aumento en el

voltaje entre el funcionamiento a plena carga y en vacío.

Tipos de transformadores

Los transformadores se clasifican en dos categorías: los transformadores de potencia y transformadores de

distribución.

Los transformadores de potencia se utilizan en la red de transmisión a altos voltajes, para aumentar y para

disminuir los voltajes en cada etapa de la transmisión (500 kV, 220 kV, 110 kV, 66 kV).

Los transformadores de distribución se utilizan en las redes de distribución, donde el voltaje es bastante

menor a las redes de transmisión (13,2 kV, 12 kV, 380V).

Clasificación de los transformadores

La clasificación del transformador puede obtener mediante un coeficiente, el cual se calcula como el

producto entre la carga conectada y el factor de diversidad en la carga conectada, propio de cada industria.

El factor de diversidad se define como la razón entre la demanda de máxima total de la planta y la suma de

la demanda máxima individual de los diversos equipos. El factor de diversidad varía de una industria a otra y

depende de varios factores tales como las cargas individuales, el factor de ocupación y las futuras

expansiones de la planta. Este factor siempre será menor que uno.

6.2.2 EFICIENCIA Y MEDIDAS PARA MEJORAR LA EFICIENCIA EN TRANSFORMADORES

Ubicación del transformador

La ubicación del transformador es muy importante en cuanto refiere a las pérdidas de distribución. El

transformador recibe una alta tensión desde la red de transmisión, reduciéndola al voltaje requerido en el

sistema de distribución, con un consecuente aumento en la corriente y de las pérdidas en los conductores.

Es por este motivo que los transformadores deben ser colocados cerca de la carga, teniendo en cuenta otros

factores, como la optimización necesaria para un control centralizado, flexibilidad operativa, etc., lo cual

reducirá las pérdidas en los conductores de distribución.

Las pérdidas del transformador y la Eficiencia

El rendimiento de un transformador varía normalmente entre 96 a 99 por ciento. La eficiencia de los

transformadores no sólo depende del diseño, sino también, de la carga operativa efectiva.


6-3

Las pérdidas del transformador se pueden dividir en dos partes: las pérdidas en vacío y las pérdidas de

carga.

1. Pérdidas en vacío (también llamadas pérdidas en el núcleo): es la energía consumida para

mantener el campo magnético en el núcleo del transformador. Las pérdidas en el núcleo se

producen para energizar el transformador, y no varían con la carga. Estas pérdidas son causadas

por dos factores: histéresis y pérdidas por corrientes de Foucault. Las pérdidas por histéresis es la

energía perdida debido al campo magnético variable (cambio de sentido) en el núcleo. Las pérdidas

por corrientes de Foucault son el resultado de las corrientes inducidas que circulan en el núcleo.

2. Pérdida de carga (también llamada pérdida en el cobre): están asociadas con el flujo de corriente a

plena carga en los bobinados del transformador. Las pérdidas en el cobre es la energía perdida en

los devanados primario y secundario de un transformador debido a la resistencia óhmica de éstos.

La pérdida de cobre varía con el cuadrado de la corriente de carga (P = I2R).

Para un transformador dado, el fabricante puede suministrar valores para la pérdida en vacío, PVACÍO, y para

la pérdida a plena carga PCARGA. Las pérdidas totales del transformador, PTOTAL, a cualquier nivel de carga se

pueden calcular como:

𝑃𝑇𝑂𝑇𝐴𝐿 = 𝑃𝑉𝐴𝐶Í𝑂 + %𝐶𝐴𝑅𝐺𝐴/100 2 ∙ 𝑃𝐶𝐴𝑅𝐺𝐴

En el caso que la carga del transformador sea conocida, la pérdida en los transformadores a cierta carga

dada se puede calcular como:

𝑃𝑇𝑂𝑇𝐴𝐿 = 𝑃𝑉𝐴𝐶Í𝑂 + 𝑘𝑉𝐴 𝐶𝐴𝑅𝐺𝐴

𝑘𝑉𝐴 𝑁𝑂𝑀𝐼𝑁𝐴𝐿𝐸𝑆

2

∙ 𝑃𝐶𝐴𝑅𝐺𝐴

Control de las Variaciones de Voltaje

El control de la tensión en un transformador es importante debido a las frecuentes variaciones en la tensión

entregada. Cuando la tensión de alimentación es menor que el valor óptimo, existe la posibilidad de fallas en

maquinarias y la activación de protecciones en la red. La regulación de tensión en los transformadores se

realiza mediante la alteración de la relación de transformación de tensión mediante el cambio de Tap.

Existen dos métodos del cambio de Tap, dependiendo del transformador: cambio con el transformador

desconectado, y cambio de Tap con la carga conectada.

Cambio de Tap con el transformador desconectado

Es un dispositivo instalado en el transformador, que se utiliza para variar la relación de transformación de

tensión. Los niveles de voltaje se pueden variar sólo después de aislar la tensión del primario del

transformador.

Cambio de Tap con la carga conectada (OLTC)

Mediante este dispositivo, los niveles de voltaje se pueden variar sin aislar a la carga conectada al

transformador. Para minimizar las pérdidas de magnetización y reducir el disparo de protecciones en la

planta, el transformador principal (que recibe la energía de la red de transmisión) debe estar provisto del

sistema de cambio de Tap con la carga conectada en su proceso de fabricación. Los transformadores de


6-4

distribución aguas abajo pueden estar provistos de dispositivos cambiadores de Tap con el transformador

desconectado.

El control de carga se puede poner en modo automático o manual dependiendo de la exigencia. Los

sistemas OLTC se utilizan para transformadores de 250 kVA hacia arriba. Sin embargo, la necesidad de OLTC

por debajo de 1000 kVA se debe utilizar dependiendo de la evaluación económica.

Operación en paralelo de transformadores

El diseño del suministro de energía y del control de motores de las nuevas instalaciones deben tener la

factibilidad de operar con dos o más transformadores en paralelo. La utilización de equipos de conmutación

y acopladores adicionales, deben estar considerados en la fase de diseño.

Siempre que dos transformadores están operando en paralelo, ambos deben ser técnicamente idénticos en

todos los aspectos y lo más importante debe tener el mismo nivel de impedancia. Esto minimizará la

corriente que circula entre los transformadores.

Cuando la carga es de naturaleza fluctuante, es preferible tener más de un transformador funcionando en

paralelo, de manera que la carga se pueda optimizar mediante la repartición de carga entre los

transformadores. De este modo, los transformadores pueden ser operados cerca del rango de eficiencia

máxima.

6.2.3 LOS TRANSFORMADORES DE EFICIENCIA MEJORADA.

En el año 2006 el Instituto Nacional de Normalización (INN) aprueba la norma NCh2660.cr2006 Eficiencia

energética – Transformadores de distribución – Clasificación General y parámetros particulares. Esta Norma

establece los llamados “Niveles de eficiencia energética Clase 1 para transformadores de distribución tipo

seco”, la que valida entre potencias de 15 kVA y 2500 kVA. Se trata entonces de transformadores

comúnmente construidos y utilizados en Chile. Resulta interesante comparar lo sugerido por la Norma

NCh2660 con lo establecido en Abril de 1988 por Chilectra para sus instalaciones de distribución, como

puede apreciarse en la figura siguiente.

En la figura siguiente se observa una clara diferencia porcentual en la eficiencia de los transformadores en el

período 1988 a 2006, lo que implica que, al realizar una reparación de un transformador antiguo, es

recomendable analizar económicamente si es conveniente sustituir el transformador por uno de diseño

nuevo o mejorar la eficiencia del antiguo.


6-5

Figura 6.2: Gráfico comparativo de eficiencia de transformadores antiguos y modernos

En el capítulo Ejemplo de instalaciones eléctricas y factor de potencia del documento Ejemplos prácticos

se presenta un caso que incluye como temas transformadores y factor de potencia.

6.3 LÍNEAS Y ELEMENTOS DE DISTRIBUCIÓN INTERNA DE ELECTRICIDAD

6.3.1 ELEMENTOS DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS

Se entiende como instalación eléctrica a todo tendido de conducción eléctrica que comienza desde el

empalme de una planta industrial. Este proviene de la compañía proveedora y entrega energía a todos los

sistemas de consumo eléctrico al interior de la planta, los cuales pueden ser de iluminación, fuerza motriz,

etc.

A continuación se detallan los pasos definidos por la IEEE al definir una instalación eléctrica.

Definir las cargas individuales dentro de la planta.

Coordinar el punto de empalme de energía más adecuado.

Calcular la carga total y seleccionar la capacidad del transformador.

Coordinar la ubicación del transformador y del equipo de servicio.

Segregar las áreas que llevarán medición separada.

Ubicar los tableros de distribución y de alumbrado y fuerza.

Ubicar las bombas de extinción de incendio.

Ubicar los equipos especiales, aire acondicionado, ventilación, elevadores, agua caliente, y otros.

Ubicar las bombas de los tanques de agua potable.

Ubicar el cuarto del generador de emergencia.

Determinar el tamaño de los alimentadores y circuitos ramales.

Determinar las protecciones requeridas.

95,50

96,00

96,50

97,00

97,50

98,00

98,50

99,00

0 20 40 60 80

Eficie

ncia

[%

]

Potencia [KVA]

Eficiencia de transformadores trifásicos

Trifásicos antiguos_1988 NCh 2660_2006


6-6

Definir el sistema de canalización a utilizarse.

6.3.2 EFICIENCIA ENERGÉTICA Y MEJORAS EN LÍNEAS DE DISTRIBUCIÓN INTERNA

La eficiencia energética de una instalación, se encuentra asociada a la forma en que se distribuye energía a

los componentes de ésta. En este sentido, los componentes principales de dicha instalación (tales como

transformadores, motores o cargas de gran potencia, así como la compensación del factor de potencia)

deben ubicarse en lugares estratégicos de ésta, por lo cual, es evidente que el óptimo de la eficiencia

energética se logra en la etapa de diseño y construcción de dicha planta, pero de todas formas,

dependiendo de las condiciones de trabajo y construcción, se pueden realizar mejoras en instalaciones ya

existentes.

Los aspectos específicos en la instalación eficiente de motores eléctricos se encuentran en su

correspondiente capítulo, mientras que para los transformadores ya fue visto en el punto anterior, y para

bancos de condensadores, y compensación de reactivos, se abordará más adelante, en este mismo capítulo.

Conductores

Los conductores eléctricos son cuerpos capaces de trasmitir electricidad. Estos están fabricados

generalmente por cobre o aluminio y puede contener una sola hebra (alambre) o muchas hebras

conductoras retorcidas entre sí (cable).

Estos están compuestos por

El alma o elemento conductor.

El aislamiento.

Las cubiertas protectoras.

Una mala calidad de la energía los afecta en forma de excesos de temperatura a los conductores, lo que trae

como consecuencias disminuciones en la resistencia de la aislación y disminuciones de la resistencia

mecánica de los mismos.

En el caso del cobre, los conductores se encuentran fabricados de cobre electrolítico de alta pureza

(99,99%). Dependiendo del uso final, se utilizará cobre de distintos grados de dureza.

Tabla 6.1: Tipos de conductores dependiendo del grado de pureza del cobre

Grado de dureza

Conductividad Resistividad (a 20ºC) Carga de ruptura Usos

Temple duro

97% 0,018

𝛺 × 𝑚𝑚2

𝑚

37 𝑎 45 𝐾𝑔/𝑚𝑚2 Conductores desnudos, líneas aéreas de transmisión

Temple Blando o recocido

100% 0,01724

𝛺 × 𝑚𝑚2

𝑚

25 𝐾𝑔/𝑚𝑚2 Fabricación de conductores aislados


6-7

Dimensionamiento de Conductores

La operatividad y seguridad de un sistema eléctrico depende directamente de la calidad de los conductores

y sus aislantes. El correcto dimensionamiento permitirá evitar posibles cortes de suministros, incendios y

pérdidas de energía. ProCobre, a través de sus diversas publicaciones, entrega información con respecto a la

calidad, tipos y dimensionamiento de conductores. Sin embargo, debido a su importancia para las

instalaciones eléctricas, se citarán los cálculos de dimensionamiento.

Es importante considerar además la norma ANSI/IEEE C57.110-1986, la cual recomienda que los equipos de

potencia que alimenten cargas no lineales operen a un máximo del 80% de su potencia nominal. Esto indica

que los sistemas deben dimensionarse para una potencia del orden del 120% de la potencia de trabajo en

régimen efectivo.

Dimensionamiento de conductores por voltaje de pérdida

Este proceso calcula las dimensiones necesarias para los conductores de una instalación de acuerdo a la

caída de voltaje o tensión que se produce en ellos.

En primer paso, se calcula la caída de tensión

𝑽𝑷 = 𝑰 × 𝑹𝑪 [𝑽]

𝑽𝑷: Voltaje de Pérdida

𝑰: Corriente de Carga

𝑹𝑪: Resistencia de los conductores

Considerando entonces la resistencia de un conductor eléctrico

𝑹𝑪 =𝟐 × 𝝆 × 𝒍

𝑨 [𝜴]

𝝆: Resistividad específica del conductor

𝒍: Longitud de conductor

𝑨: Sección del conductor

Finalmente, la sección del conductor se encuentra determinada por el valor de 𝑉𝑃 , quedando de la siguiente

forma.

𝐴 =2 × 𝜌 × 𝑙

𝑉𝑃

× 𝐼 [𝑚𝑚2]

Dentro de las exigencias de este método de cálculo, se establece que la pérdida de tensión en línea no

puede exceder a un 3% de la tensión nominal de fase, siempre y cuando la pérdida de voltaje en el punto

más desfavorable de la instalación no exceda el 5% de la tensión normal.

Dimensionamiento de Alimentadores

La forma de determinar la sección de los conductores que alimentan un conjunto de cargas dependerá si

éstas corresponden a cargas concentradas o cargas distribuidas.

Alimentadores con Carga Concentrada

En este caso, la carga concentrada se sitúa a una distancia determinada del punto de empalme o

alimentación del sistema, situación que es presentada en la siguiente figura.


6-8

Carga

Longitud del conductor (l)

I

Alimentación

Figura 6.3: Alimentador con Carga Concentrada

Caso Monofásico Caso Trifásico

𝐴 =2 × 𝜌 × 𝑙

𝑉𝑃

× 𝐼 [𝑚𝑚2] 𝐴 =𝜌 × 𝑙

𝑉𝑃

× 𝐼 [𝑚𝑚2]

Alimentadores con Carga Distribuida

En los alimentadores con carga distribuida, las cargas se distribuyen a lo largo de conductor o línea de

alimentación del sistema. Los alimentadores son dimensionados utilizando alguno de los criterios

presentados a continuación.

a. Criterio de Sección Constante

Mediante este criterio, la sección del conductor es constante a lo largo de cada tramo calculado.

L1

L2

L3

L4

i1 i2 i3 i4

Figura 6.4: Alimentador con Carga Distribuida

I1, i2, i3, i4: Corrientes de rama.

L1, L2, L3, L4: Longitud de cada uno de los tramos del alimentador.

Alimentador Monofásico

𝑨 =𝟐 × 𝝆

𝑽𝑷

× (𝑳𝟏 × 𝒊𝟏 + 𝑳𝟐 × 𝒊𝟐 + 𝑳𝟑 × 𝒊𝟑 + 𝑳𝟒 × 𝒊𝟒) [𝒎𝒎𝟐]

Alimentador Trifásico

𝑨 =𝝆

𝑽𝑷

× (𝑳𝟏 × 𝒊𝟏 + 𝑳𝟐 × 𝒊𝟐 + 𝑳𝟑 × 𝒊𝟑 + 𝑳𝟒 × 𝒊𝟒) [𝒎𝒎𝟐]


6-9

b. Criterio de Sección Cónica

Mediante este criterio, la sección del conductor disminuye a medida que aumenta la distancia con la fuente

de alimentación.

L1 L2 L3 L4

i1 i2 i3 i4

LT

I 1 I 2 I 3 I 4

Con

𝐼1 = 𝑖1 + 𝑖2 + 𝑖3 + 𝑖4 [A]

𝐼2 = 𝑖2 + 𝑖3 + 𝑖4 [A]

𝐼3 = 𝑖3 + 𝑖4 [A]

𝐼4 = 𝑖4 [A]

𝐿𝑇 = 𝐿1 + 𝐿2 + 𝐿3 + 𝐿4 [m]

Alimentador Monofásico Alimentador Trifásico

𝒅 =𝑽𝑷

𝟐 × 𝝆 × 𝑳𝑻

[𝑨/𝒎𝒎𝟐] 𝑑 =𝑉𝑃

𝜌 × 𝐿𝑇

[𝐴/𝑚𝑚2]

La sección para cada tramo quedaría dada por las siguientes expresiones (en mm2):

𝑨 =𝑰𝟏𝒅

𝑨 =𝑰𝟐𝒅

𝑨 =𝑰𝟑𝒅

𝑨 =𝑰𝟒𝒅

Pérdidas en conductores

Las pérdidas en los conductores están relacionadas principalmente a las pérdidas asociadas a la

temperatura, al tipo de dieléctrico utilizado, las radiaciones emitidas y al acoplamiento de distintos tipos de

conductores.

Pérdida de potencia

Caso Monofásico Caso Trifásico

∆𝑊 =200 × 𝑙 × 𝑊

𝐾 × 𝐴 × 𝑉2 × 𝑐𝑜𝑠2𝜑 ∆𝑊 =

100 × 𝑙 × 𝑊

𝐾 × 𝐴 × 𝑉2 × 𝑐𝑜𝑠2𝜑

𝑊: Potencia Transportada [W]

𝐾: Conductividad eléctrica

𝑉: Tensión de servicio [V]

∆𝑊: Pérdida de Potencia desde el principio hasta el final de la línea en %

𝑙: longitud de la línea en metros [m]

𝐴: Sección del conductor [mm2]


6-10

6.3.3 NORMATIVA

En Chile, las instalaciones eléctricas de Alta y Baja tensión se encuentran reguladas por las normas

siguientes:

a) NCH Elec. 4/2003, Instalaciones de Consumo en Baja Tensión.

b) NSEG 5.E.N71 (revisada el año 1993), para instalaciones de corrientes fuertes.

c) NSEG 8.75: Estipula los niveles de tensión de los sistemas e instalaciones eléctricas.

d) NCh 2.84: Establece disposiciones técnicas que deben cumplirse en la elaboración y presentación

de proyectos relacionados con instalaciones eléctricas.

e) NCh 10.84: Indica los procedimientos a seguir para la puesta en servicio de una instalación interior.

Incluye copia de Declaración de Instalación Eléctrica Interior.

f) Norma IEC 60335-2-76 - Anexos BB y CC: Instrucciones para la instalación y conexión de cercos

eléctricos.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) dispone de información actualizada referente a las

normativas para ésta y otras áreas de interés tales como medidores, alumbrado, distribución, etc.

6.4 FACTOR DE POTENCIA Y SU COMPENSACIÓN

6.4.1 DEFINICIÓN DE FACTOR DE POTENCIA Y CAUSAS DE REACTIVOS

En la mayoría de los sistemas eléctricos industriales, mineros y de distribución de electricidad, los consumos

son esencialmente resistivos e inductivos. Las cargas puramente resistivas corresponden principalmente a

iluminación incandescente y calefacción resistiva. En el caso de este tipo de cargas, la relación entre el

voltaje, la corriente y la resistencia es de carácter lineal, y, por tanto, se relacionan mediante las siguientes

ecuaciones:

𝑉 = 𝐼 × 𝑅

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐾𝑊 = 𝑉 × 𝐼

Por el contrario, a nivel industrial y minero existe un gran número de cargas inductivas. Las cargas inductivas

típicas corresponden a motores de inducción, hornos de inducción, transformadores e iluminación mediante

balastos. Las cargas inductivas requieren de dos tipos de energía: activa, para realizar trabajo, y reactiva,

para crear y mantener campos electromagnéticos (esta última no genera trabajo útil, pues su valor medio es

nulo). A nivel industrial también existen las máquinas sincrónicas, las que tienen la característica que

pueden absorber o entregar potencia reactiva, de modo que pueden comportarse en forma capacitiva.

La potencia activa es medida en kW (kilo Watts), mientras que la potencia Reactiva es medida en kVAr (kilo

Volt-Amper Reactivo).


6-11

El vector suma de las potencias activa y reactiva se denomina potencia total (aparente) generada, la cual es

medida en kVA (kilo Volt-Amper).

𝐹𝑃 =𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐴𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 𝐾𝑊

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐴𝑝𝑎𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝐾𝑉𝐴 = 𝑐𝑜𝑠𝜃

Aplicando teorema de Pitágoras al triángulo de potencias, se obtiene la expresión para potencia aparente:

Potencia Aparente kVA 2=Potencia Activa Kw 2+Potencia Reactiva KVAr 2

Tanto un circuito inductivo puro como en uno capacitivo puro se caracterizan por una potencia reactiva y un

consumo nulo de potencia activa.

La razón entre la potencia activa y la potencia aparente se llama Factor de Potencia (FP), el cual es siempre

menor o igual a uno.

Teóricamente, cuando las generadoras proveen de electricidad a la red, se podría alcanzar máxima

transferencia de potencia si todas las cargas tuvieran un factor de potencia unitario. Sin embargo, las cargas

son inductivas por naturaleza, y sus factores de potencia varían entre 0,2 y 0,9. Un factor de potencia bajo es

causa de una baja eficiencia en la red de distribución.

6.4.2 MEJORAS EN EL FACTOR DE POTENCIA

La solución para mejorar el factor de potencia es incorporar capacitores a la planta de distribución eléctrica.

Estos actúan como generadores de potencia reactiva y proveen de la energía necesaria para alcanzar los Kw

necesarios para la labor a desarrollar. La incorporación de estas cargas capacitivas reduce la cantidad de

potencia reactiva, y con ello, la potencia total que requiere entregar la planta de distribución.

A nivel industrial y minero es también común compensar la potencia reactiva con máquinas sincrónicas. En

efecto, una máquina sincrónica, empleada como motor en una instalación de este tipo, puede aportar

potencia reactiva a la red y compensar la potencia reactiva absorbida por las otras componentes del sistema

productivo. Este tipo de instalaciones se les conoce como motores sincrónicos funcionando como motor

capacitivo.

Potencia Activa [Kw]

𝜃

Potencia Aparente Potencia Reactiva

[KVA] [KVAr]


6-12

Ventajas alcanzadas por mejoras en el Factor de Potencia

a) Se reduce la componente reactiva de la red, lo que también reduce la corriente total emitida por la

fuente.

b) Se reducen las pérdidas de potencia 𝐼2𝑅 debido a la reducción de corriente.

c) Aumenta el nivel del voltaje en la fuente.

d) Se reduce la potencia aparente (kVA) en los generadores, transformadores y líneas de transmisión.

Un alto FP puede ayudar a utilizar el sistema eléctrico a plena capacidad.

Beneficios económicos asociados al mejoramiento del Factor de Potencia

Los beneficios asociados a un mejoramiento del factor de potencia se pueden cuantificar de la siguiente

forma:

a) Menores costos asociados a la factura eléctrica (por disminución de costos por bajo F.P.).

b) Menores pérdidas en la red de distribución.

c) Mejoras en el nivel de voltaje en los terminales de motores y mejoras en el rendimiento de los

motores.

d) Un alto FP permite eliminar cobros asociados a los consumos con bajo FP.

e) Reducción de la inversión en equipos asociados al despacho energético, por ejemplo

transformadores, cables, cajas de cambio, etc.

6.4.3 DETERMINACIÓN DE REACTIVOS DEL FACTOR DE POTENCIA Y LOCALIZACIÓN DE

CAPACITORES

Relación para el dimensionamiento de capacitores

𝐾𝑉𝑎𝑟 = 𝐾𝑊[𝑡𝑎𝑛𝜃1 − 𝑡𝑎𝑛𝜃2]

Donde 𝐾𝑉𝑎𝑟 corresponde al tamaño del capacitor requerido, 𝐾𝑊 corresponde al promedio de la potencia

requerida en el punto en que se mide el factor de potencia, 𝑡𝑎𝑛𝜃1 corresponde a la relación trigonométrica

del FP actual, y 𝑡𝑎𝑛𝜃2 corresponde a la relación trigonométrica del FP deseado.

𝜃1 = (𝑐𝑜𝑠−1𝐹𝑃1), asociado al FP existente

𝜃2 = (𝑐𝑜𝑠−1𝐹𝑃2), asociado al FP deseado

Ubicación de capacitores

El principal motivo para la incorporación de capacitores es la reducción de la potencia reactiva y los cobros

por bajo factor de potencia asociados a ello. Junto a esto, es posible además alcanzar beneficios

dependiendo de la posición en que se instalen los capacitores. Para obtener el máximo de beneficios, es

necesario ubicar los capacitores tan cerca sea posible de las cargas. En esta ubicación, la potencia reactiva

será confinada al segmento más pequeño posible, disminuyendo la corriente de carga y por tanto todas las

pérdidas de distribución en la líneas y conductores en los cuales se reduce la circulación de corriente

asociada a la disminución de potencia reactiva. Esta situación permitirá reducir las pérdidas de potencia del

sistema en forma sustancial, ya que éstas son proporcionales a cuadrado de la corriente. Por otra parte,

gracias a que el voltaje en el sistema de distribución y al interior del sistema industrial se mantiene muy

cercano al valor nominal de los equipos, estos mejoran su desempeño y rendimiento. La figura siguiente


6-13

muestra la ubicación, en forma distribuida, de los condensadores de compensación de factor de potencia en

un sistema industrial bien diseñado.

M

S

M

S

M

S

Interruptor Fusible C4

C1A

Partidor para Motor Distribución Local

C1B Protección Térmica

C1C

C2

C3

Distribución Principal

Transformador

Motor

Figura 6.5: Ubicación de condensadores en un sistema industrial

Las ubicaciones C1A, C1B y C1C de la figura indican tres distintos tipos de arreglos para la ubicación de

capacitores en la carga. Notar que en ninguna de las posiciones señaladas requiere de interruptores

adicionales, ya que el motor está conectado al partidor o al desconectador del motor antes de iniciar su

operación. Se recomienda la configuración C1A para instalaciones nuevas, ya que con ella se alcanza el

máximo beneficio y se reduce el tamaño de la protección térmica del motor. En los casos C1B y C1C, el

capacitor es energizado sólo cuando el motor se encuentra en operación. Se recomienda la configuración

C1B en los casos cuando que sea necesario aplicarla a una instalación ya existente y la protección térmica no

necesite ser ajustada. En el caso C1C, el capacitor se encuentra conectado al circuito en forma permanente,

pero no requiere de un interruptor extra, dado que puede ser desconectado por el desconectador antes del

partidor.

Es de importancia notar que el valor nominal del condensador no debe ser mayor que la potencia de

magnetización en vacío del motor. De ocurrir tal situación, pueden surgir sobrevoltajes o torques

transientes. Esta situación es solucionada por los fabricantes de motores al especificar los valores máximos

aplicables para los capacitores que pueden ser aplicados a ciertos tipos de motor.

Las ubicaciones C2 y C3 son las siguientes en preferencia para la ubicación de capacitores. En estas

configuraciones, será necesaria la utilización de un interruptor. En el caso de la ubicación C4, se requerirá de

un interruptor que soporte alto voltaje. La ventaja de ubicar capacitores en las centrales generadoras o de


6-14

transmisión es que en ellas es posible agrupar grandes grupos de estos. Cuando exista una cantidad de

motores funcionando de manera intermitente, es posible ubicar capacitores en una única línea, reduciendo

la potencia total independiente de la carga.

Desde el punto de vista de la eficiencia energética, la ubicación de los capacitores en la subestación de

bajada, la reducción sólo presenta beneficios económicos. Ubicar capacitores en el circuito de la carga

ayudará a reducir las pérdidas en la distribución, al mismo tiempo que beneficiará al consumidor al reducir

su consumo. Las disminuciones porcentuales de las pérdidas de distribución cuando el FP en el circuito de la

carga se aumentado de 𝐹𝑃1𝑎 𝐹𝑃2.

∆%= 1 − 𝐹𝑃1

𝐹𝑃2

2

× 100

Capacitores para otro tipo de cargas

Entre las aplicaciones que requieren la utilización de capacitores pueden contarse hornos de inducción,

calefactores por inducción, transformadores para soldadoras de arco, etc. Los capacitores cuentan

generalmente con mecanismos de control para su aplicación en hornos y calefactores inductivos. El FP de

hornos de arco experimenta una gran variación dependiendo del ciclo de fundición en que se encuentra, ya

que varía desde los 0,7 al inicio, hasta 0,9 al final del ciclo. El factor de potencia para los transformadores de

soldadoras se encuentra en torno los 0,35, el cual puede ser corregido al conectar capacitores a lo largo del

bobinado primario del transformador.

Evaluación del Desempeño de los condensadores para Factor de Potencia

a) Efectos de tensión: Idealmente la tensión nominal del condensador es similar a la tensión de

alimentación. Si la tensión de alimentación es inferior, la potencia reactiva producida estará dada por la

proporción 𝑉12 𝑉2

2 , donde 𝑉1 corresponde a la tensión de alimentación y 𝑉2 es la tensión nominal.

Por otra parte, si la tensión de alimentación supera la tensión nominal, la vida útil del condensador se ve

afectada.

b) Material de los condensadores: Los condensadores de factor de potencia pueden estar fabricados

por papel, polipropileno, así como otros tipos de material dieléctrico. Tanto la pérdida de potencia activa

por cada KVAr, así como la vida útil, varían con respecto al tipo de material dieléctrico utilizado en la

construcción, y por lo tanto, es un factor a considerar en el proceso de selección.

c) Conexiones: Las conexiones en derivación (en paralelo) de condensadores son adoptadas por casi

todos los sectores industriales y aplicaciones de usuario final. (La conexión de condensadores serie son

adoptadas solamente en redes de distribución para mejorar la regulación de voltaje).

Ejemplo de mejora de Factor de Potencia utilizando condensadores

La utilización de condensadores de compensación de factor de potencia permitiendo la regulación del

voltaje, disminuyendo la caída de tensión en el transformador y al mismo tiempo, reduciendo sus pérdidas.

En el ejemplo, se considera un transformador monofásico, al cual se le incorpora un condensador para

mejorar su FP.


6-15

PIN=41,59

QIN=33,65

ΔV=4,4%

POUT=40 kW

QOUT=30 kVAr

VOUT=220 V

Fp=0,8

63 kVA

Figura 6.6: Transformador monofásico

Las ecuaciones que rigen esta mejora son las siguientes:

a) Cálculo de la caída de voltaje en el transformador de alimentación. Lo que es usual en instalaciones

industriales es conocer el voltaje de alimentación VOUT de los consumos conectados a la barra de

220 Volts. Además de este voltaje VOUT, se requiere conocer la potencia nominal del

transformador de alimentación PNOM y las características del consumo, es decir, la potencia activa

POUT que consume y la potencia reactiva QOUT que absorbe. Por otra parte, la regulación de

voltaje depende del transformador de alimentación del consumo: de su potencia nominal PNOM,

de sus pérdidas en su mayoría resistivas PERCAR, y de su reactancia REACT asociada a las

características inductivas del transformador. Conocidos estos datos, lo que es usual, es posible

calcular la regulación de voltaje en bornes del transformador usando la ecuación:

𝛥𝑉% = 𝑃𝐸𝑅𝐶𝐴𝑅% •POUT/PNOM

VOUT/VNOM+ 𝑅𝐸𝐴𝐶𝑇% •

QOUT/PNOM

VOUT/VNOM

También es posible usar otras ecuaciones equivalentes para calcular la caída de voltaje asociadas a

la representación vectorial o fasorial de los circuitos. La regulación de voltaje tiene límites máximos

normalizados preestablecidos porque tiene efectos sobre la eficiencia de los equipos. En otras

palabras, si el voltaje es diferente al nominal los equipos funcionan lejos de su punto de operación

ideal y por tanto se incrementan sus pérdidas. En el caso del ejemplo, al considerar las pérdidas en

el transformador es posible calcular la potencia activa PIN y la potencia reactiva QIN en el primario

del transformador, que es el lugar en el cual se factura la energía eléctrica en la planta.

𝑃𝐼𝑁 = 𝑃𝑂𝑈𝑇 +𝑃𝐸𝑅𝐶𝐴𝑅%

100 •

POUT2 + QOUT2

PNOM+

𝑃𝐸𝑅𝑉𝐴𝐶%

100 𝑉𝑂𝑈𝑇

𝑉𝑁𝑂𝑀+

𝛥𝑉%

100

2

𝑃𝑁𝑂𝑀

𝑄𝐼𝑁 = 𝑄𝑂𝑈𝑇 + 𝑉𝑂𝑈𝑇

𝑉𝑁𝑂𝑀+

𝛥𝑉%

100

2 𝐼𝑉𝐴𝐶

100 𝑃𝑁𝑂𝑀 +

𝑅𝐸𝐴𝐶𝑇

100 •

POUT2 + QOUT2

PNOM


6-16

PIN=41,18

QIN=12,96

ΔV=2,81%

P=40 kW

Q=10 kVAr

POUT=40 kW

QOUT=30 kVAr

VOUT=220 V

Fp=0,8

63 kVA

20 kVAr

Figura 6.7: Mejora de transformador monofásico utilizando condensadores

De esta forma, mediante la diferencia entre PIN y POUT es posible calcular las pérdidas en el sistema. Los

condensadores, en este caso de 20 KVAr, junto con mejorar el factor de potencia, permiten disminuir las

pérdidas en el transformador. El caso trifásico equilibrado, como sería en la mayoría de los casos, se rige

por el mismo tipo de razonamiento que el caso monofásico.

La notación empleada en la figura es la siguiente:

POUT, QOUT, VOUT: Potencia activa, potencia reactiva y voltaje en el consumo.

P, Q: Potencia activa y reactiva en la barra de alimentación del consumo (220 V)

V: Caída de tensión en el transformador de alimentación del consumo.

PIN, QIN: Potencia activa y potencia reactiva en la barra de alimentación de alta tensión.

VNOM: Voltaje nominal del transformador.

PNOM: Potencia nominal del transformador.

REACT: Reactancia del transformador. En el ejemplo REACT= 5% (valor usual de

transformadores de alimentación. En el caso del transformador del ejemplo

REACT= 5%=5/100*VNOM/ (PNOM/VNOM).

El ejemplo realizado para un sistema monofásico es exactamente aplicable a un sistema trifásico

equilibrado, es decir, con consumos iguales en las tres fases. La resolución de consumos trifásicos

desequilibrados es bastante más compleja de modelar y calcular, pero, más que resolver, en general se

tiende a equilibrar los consumos de cada fase en los sistemas desbalanceados, debido a que las ineficiencias

crecen. En efecto, un motor trifásico alimentado con un voltaje desbalanceado tiene una eficiencia muy

baja, debido a que se generan torques negativos en el eje motriz. Además se producen vibraciones

indeseadas que reducen la vida útil de los equipos.

Otro ejemplo con medidas para mejorar el factor de potencia:

En un sistema industrial que incluye equipos mecánicos y eléctricos, los dueños han adoptado medidas para

mejorar el FP y evitar sanciones. Como parte de éstas medidas, se han añadido al motor una carga de 410

KVAr. La demanda inicial de la planta es de 1160 kVA con un FP=0,7. Además, se encuentra instalado un

transformador de 1500 kVA. Calcular el porcentaje de carga del transformador con la mejora introducida y


6-17

las pérdidas totales para el transformador. Las pérdidas sin carga y las pérdidas a plena carga corresponden

a 2 KW y 25 KW.

Datos de entrada:

Demanda inicial: 1160 kVA

Potencia Aparente Transformador: 1500 kVA

Factor de Potencia: 0,7

Compensación Reactiva: 410 KVAr

Pérdidas en vacío: 2 Kw

Pérdidas a plena carga: 25 Kw

Otros datos:

Antes de la mejora:

% 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟 = 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑇𝑟𝑎𝑓𝑜 =

1160[𝐾𝑉𝐴]

1500[𝐾𝑉𝐴]= 77,3%

Mejoras: 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐴𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 𝐾𝑊 = 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐴𝑝𝑎𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝐾𝑉𝐴 ∙ 𝐹𝑃

= 1160 𝐾𝑉𝐴 ∙ 0,7 = 812[𝐾𝑊]

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑅𝑒𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 𝐾𝑉𝐴𝑟 = 𝑆[𝐾𝑉𝐴])2 − (𝑃[𝐾𝑊]2

= 1160[𝐾𝑉𝐴])2 − (812[𝐾𝑊]2 = 828[𝐾𝑉𝐴𝑟]

𝑄´ 𝐾𝑉𝐴 = 828 𝐾𝑉𝐴𝑟 − 410 𝐾𝑉𝐴𝑟 = 418[𝐾𝑉𝐴𝑟]

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑎𝑝𝑎𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝐾𝑉𝐴 ´ = (𝑃[𝐾𝑊])2 + (𝑄´[𝐾𝑉𝐴𝑟]2) = 913[𝐾𝑉𝐴]

𝐹𝑃 =𝑃 𝐾𝑊

𝑆 𝑘𝑉𝐴 =

812 𝐾𝑊

913 𝑘𝑉𝐴 = 0,89 ≈ 0,9

Al realizar una compensación de 410 [KVAr], ha mejorado el FP a 0,89 y reducido el requerimiento de kVA a 913.

Cálculos: Porcentaje de carga del transformador con mejoras introducidas:

% 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟 = 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐴𝑝𝑎𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑇𝑟𝑎𝑓𝑜 =

913[𝐾𝑉𝐴]

1500[𝐾𝑉𝐴] = 60%

Después de las mejoras, la carga del transformador es de 60%, lo que permitiría a futuro adicionar más carga.

𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟 = 𝑃é𝑟𝑑. 𝑒𝑛 𝑣𝑎𝑐𝑖𝑜 + %𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑡𝑟𝑎𝑓𝑜 2 ∙ 𝑃é𝑟𝑑. 𝑎 𝑝𝑙𝑒𝑛𝑎 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎

𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟 = 2 + 0,6 2 ∙ 25 = 11[𝐾𝑊]


6-18

En el capítulo Ejemplo de instalaciones eléctricas y factor de potencia del documento Ejemplos prácticos

se presenta un caso más completo relacionado con el factor de potencia.

6.5 ARMÓNICAS

6.5.1 DEFINICIÓN DE LAS CORRIENTES ARMÓNICAS

En cualquier red de corriente alterna, el flujo de la corriente depende de la tensión aplicada, y de la

impedancia de la red (resistencia a la corriente alterna), proporcionados por elementos como resistencias, o

reactancias de naturaleza inductiva o capacitiva. Como el valor de la impedancia en los dispositivos

anteriores es constante, se les llama lineales, por lo cual la relación entre la tensión y la corriente es de

naturaleza lineal.

Sin embargo, también son de uso frecuente, diversos dispositivos como diodos, rectificadores de silicio

controlados, sistemas PWM, tiristores, estabilizadores de voltaje y de corriente, los hornos de inducción y de

arco, los cuales se han desplegado para variados requisitos, debido a su impedancia característica variable.

Estos dispositivos no lineales causan distorsión en las formas de onda de voltaje y corriente, lo cual es

motivo de creciente preocupación en los últimos años. Los armónicos se producen como puntas de corriente

(o voltaje), a intervalos que son múltiplos de la red eléctrica (alimentación) y la frecuencia de éstos

distorsionan la forma de onda sinusoidal fundamental del voltaje y la corriente.

Los armónicos son múltiplos de la frecuencia fundamental de un sistema de energía eléctrica. Si, por

ejemplo, la frecuencia fundamental es de 50 Hz, entonces la quinta armónica es cinco veces la frecuencia, o

sea, 250 Hz. Asimismo, la séptima armónica es siete veces la fundamental, o 350 Hz, y así sucesivamente

para los armónicos de orden superior.

Los armónicos pueden ser caracterizados en términos de corriente o voltaje. Una corriente de quinta

armónica, es simplemente una corriente que fluye a 250 Hz en un sistema de 50 Hz. La corriente de quinta

armónica que fluye a través de la impedancia del sistema crea un voltaje de quinta armónica. La distorsión

armónica total (THD) expresa la magnitud de las armónicas. La siguiente fórmula se utiliza para el cálculo del

THD para la corriente:

THDCorriente= InI1

2n=n

n=2

∙100

Cuando las corrientes armónicas se encuentran en un sistema eléctrico, se dice que éste es de “baja

calidad”, o que es un "sistema sucio". Otras causas de la mala calidad de la energía son los transitorios, tales

como peak de voltaje, sobretensiones, bajadas, y zumbidos. Debido a que se repiten en cada ciclo, los

armónicos son considerados como un estado estacionario que causa una mala calidad de la energía.

Cuando se expresa como un porcentaje de tensión fundamental, la distorsión armónica de está dada por:

THDVoltaje= Vn

V1

2n=n

n=2

∙100

Donde V1 es la tensión de la frecuencia fundamental y Vn es el n-ésimo componente de tensión armónica.


6-19

El Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos (Decreto Supremo del 12 de diciembre de 1997)

estableció los límites de distorsión de corriente (Tabla siguiente) en función del cuociente entre Isc e IL , donde

Isc es la llamada corriente de cortocircuito en el punto en que se inyecta la armónica de corriente, y es un

indicador de la vulnerabilidad de la barra: mientras mayor es la corriente de cortocircuito de la barra menos

varía el voltaje de la barra debido a la inyección de corrientes en esta barra. Por otra parte IL es el valor de la

corriente (de 50 Hz) inyectada a la red. En otras palabras si Isc/IL es elevado, entonces la barra será poco

vulnerable y, entonces, se permite la inyección de corrientes amónicas en mayor cantidad.

Tabla 6.2: Límites de Distorsión de Corriente (Válidos para redes de 120 V a 69 kV)

Distorsión Armónica en % de IL (h impar)

ISC/IL h<11 11h<17 17h<27 23h<35 35h THI

<20 4,0 2,0 1,5 0,6 0,3 5,0

20<50 7,0 3,5 2,5 1,0 0,5 8,0

50<100 10,0 4,5 4,0 1,5 0,7 12,0

100<1000 12,0 5,5 5,0 2,0 1,0 15,0

>1000 15,0 7,0 6,0 2,5 1,4 20,0

El límite de las armónicas pares es un 25% del valor indicado. Para sistemas de más de 69 kV los límites son un 50% de los indicados.

En otras palabras, cada usuario deberá verificar que no inyecta corrientes armónicas superiores a las permitidas

por el reglamento citado.

6.5.2 PRINCIPALES CAUSAS DE LAS CORRIENTES ARMÓNICAS

Aquellos dispositivos cuya salida de corriente no es sinusoidal, cuando la entrada sí lo es, crean corrientes

armónicas. Frecuentemente, son aquellos dispositivos que convierten la corriente alterna en corriente

continua. Algunos de estos dispositivos son:

Convertidores de energía de conmutación electrónica

• Computadoras, suministros de alimentación ininterrumpida (UPS), rectificadores de estado

sólido

• Proceso de control electrónico del equipo, PLC's, etc.

• Balastos electrónicos de iluminación, incluso reguladores de luz

• Controladores de reducción de tensión de motores

Dispositivos de arco eléctrico

• Iluminación de descarga, tales como fluorescente, de vapor de sodio y de mercurio

• Hornos de arco, equipos de soldadura, sistemas de tracción eléctrica

Aparatos ferromagnéticos

• Transformadores funcionando cerca de su nivel de saturación

• Balastos magnéticos (con núcleo de hierro saturado)

• Equipos de calefacción de inducción, válvulas, motores

Electrodomésticos

• Televisores, equipos de aire acondicionado, lavadoras, hornos de microondas

• Máquinas de fax, fotocopiadoras, impresoras

Estos dispositivos utilizan componentes de electrónica de potencia, tales como SCR, diodos y tiristores,

convirtiéndose en un creciente porcentaje del consumo en los sistemas de potencia industriales. La mayoría


6-20

utiliza un convertidor de 6 pulsos. La mayoría de las cargas que producen armónicos, lo hacen como un

fenómeno de estado estacionario. Una lectura instantánea de una carga en funcionamiento, de la cual se

sospecha que es no lineal, puede determinar si está produciendo armónicos. Normalmente cada carga se

manifiesta un espectro armónico específico.

Muchos problemas pueden surgir de corrientes armónicas en un sistema eléctrico. Algunos problemas son

fáciles de detectar, mientras que otros existen y persisten porque no se sospecha la presencia de armónicos.

Mayores voltajes y corrientes RMS en el sistema son causados por corrientes armónicas, lo que puede dar

lugar a cualquiera de los problemas enumerados a continuación:

1. La intermitencia de las luces incandescentes - Saturación del transformador

2. Falla de condensadores - Resonancia armónica

3. Activación de protecciones - Calentamiento inductivo y sobrecarga

4. Falla de conductores - Calentamiento inductivo

5. Apagado de equipos electrónicos - Distorsión de tensión

6. Parpadeo de luces fluorescentes - Saturación del transformador

7. Fusibles quemándose sin razón aparente - Calentamiento inductivo y sobrecarga

8. Fallas en los motores - Caída de tensión

9. Falla del conductor neutro y del terminal – Adición de corrientes de tercera armónica

10. Fallas de carga electromagnéticas - Calentamiento inductivo

11. Sobrecalentamiento de recubrimientos metálicos - Calentamiento inductivo

12. Interferencia en sistemas de comunicación - Ruido de armónicos

13. Fallas de transformadores - Calentamiento inductivo

6.5.3 RESONANCIA ARMÓNICA: EL GRAN PROBLEMA.

El gran problema que ocurre con la distorsión armónica es la resonancia armónica. La resonancia armónica

provoca incendios, explosiones y rotura violenta de los equipos involucrados. Ello se debe a la interacción

entre los condensadores de compensación de factor de potencia, usuales en los sistemas industriales y las

inductancias de motores y transformadores. La figura siguiente muestra, a modo de ejemplo, el efecto que

produciría una corriente de 38 Amperes, 250 Hz. Si esa corriente se inyecta a un sistema constituido por un

condensador (por ejemplo de compensación de factor de potencia) de 11,3 microfarad y el sistema es

alimentado por un transformador cuya reactancia es de 5,09 milihenrys, la corriente tanto por el

condensador como por el transformador sería prácticamente infinita y sería capaz de provocar la explosión

de ambos aparatos.

La corriente por la inductancia ILT representa la corriente por el transformador, la corriente por el

condensador es ICOND, y el voltaje en el condensador VCOND . Por teoría de circuitos se tiene que:

𝐼𝐿𝑇 + 𝐼𝐶𝑂𝑁𝐷 = 𝐼𝑕

𝑉𝐶𝑂𝑁𝐷 = 𝐼𝐶𝑂𝑁𝐷

j h ω C = 𝐼𝐿𝑇 j h ω L

Sustituyendo ILT en función de ICOND se obtiene que:

𝐼𝐶𝑂𝑁𝐷

j h ω C j h ω L + 𝐼𝐶𝑂𝑁𝐷 = 𝐼𝑕


6-21

De modo que:

𝐼𝐶𝑂𝑁𝐷 = 𝐼𝑕

1𝑗 𝑕 𝜔 𝐶 𝑗 𝑕 𝜔 𝐿

+ 1=

𝐼𝑕

1 −1

𝑕2 𝜔 𝐶 𝜔 𝐿

Luego, la corriente por el condensador tiende a infinito si

1 −1

1 −1

𝑕2 𝜔 𝐶 𝜔 𝐿

= 0

Lo que evidentemente ocurre si el condensador instalado es:

𝐶 =1

𝑕2 𝜔2 𝐿

De este modo, la instalación de un condensador en el sistema que, desafortunadamente, sea igual al valor

señalado en la ecuación anterior, para alguna frecuencia h , provocará una corriente teóricamente infinita

(extraordinariamente elevada). Este fenómeno es llamado resonancia y es por tanto muy peligroso.

Ih

Transformador Condensador

LT C

LT=5,09 Mh

C=11,3 uF

Ih=38 A

(h=5)

Fuente de

Armónicas

Esto significa que los condensadores convencionales aumentan la distorsión en un sistema, y contribuyen a

producir el fenómeno de resonancia, que termina por hacer explotar condensadores o transformadores, si es

que las protecciones no operan debido, precisamente, a la presencia de armónicas en el sistema. Por esta

razón, los condensadores de compensación de factor de potencia deben ser de construcción especial (con

un reactor en serie, y se pasan a llamar condensadores antiresonantes). El uso de condensadores

antiresonantes es particularmente recomendado cuando los sistemas tienen equipos electrónicos de control

de velocidad de motores eléctricos.

6.5.4 ELIMINACIÓN DE ARMÓNICOS

Los filtros de armónicos sintonizados, consistentes en un banco de condensadores y resistencias en serie se

han diseñado y adoptado para la eliminación de armónicos, proporcionando vías de baja impedancia para

los componentes armónicos.

Los filtros de armónicas conectados convenientemente cerca del equipo generador de armónicos ayudan a

reducir la distorsión armónica dentro los límites aceptables.


6-22

Ejemplo:

Se encarga a un auditor de eficiencia energética, evaluar cuál es la armónica de resonancia de un sistema en

una planta industrial que opera a tensión de red de 380 V. Para ello, se realiza una visita al lugar y se

obtienen los siguientes datos: un transformador de 1000 kVA, voltaje nominal de 400 V, con una impedancia

de 5,5 % que tiene conectado un banco de 250 KVAr de capacidad, a un voltaje nominal de 450V.

Datos de entrada:

Potencia Aparente Transformador: 1000 kVA

Impedancia Trasformador(Z): 0,055

Tensión nominal Transformador: 400 V

Potencia Reactiva Banco Condensadores: 250 KVAr

Tensión nominal condensador: 450 V

Cálculos:

𝐿 𝐻 =𝑋[𝛺]𝑓𝑎𝑠𝑒 −𝑛𝑒𝑢𝑡𝑟𝑜

2𝜋50

𝐿 𝐻 =

𝑋[%] ∙𝑉𝑓𝑛

𝐼𝑓𝑛−𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙

2𝜋50=

0,055 ∙

400

31000 ∙ 103

3 ∙ 4002𝜋50

=0,055 ∙

4002

1000 ∙ 103

2𝜋50

𝐶 =

𝐼𝑓𝑛−𝐶

𝑉𝑓𝑛−𝐶

2𝜋50=

250 ∙ 1000

3 ∙ 450/ 3

450/ 3

2𝜋50=

250 ∙ 10004502

2𝜋50

Armónica de resonancia:

𝑕𝑟𝑒𝑠 ∙ 2𝜋50 ∙ 𝐿 =1

𝑕𝑟𝑒𝑠 ∙ 2𝜋50 ∙ 𝐶

𝑕𝑟𝑒𝑠 =1

2𝜋50 ∙ 𝐿𝐶=

1

2𝜋50 ∙ 0,055 ∙

4002

1000 ∙ 103

2𝜋50 ∙

250 ∙ 10004502

2𝜋50

= 9,59

El sistema presentará una resonancia alrededor de la armónica 10.

6.6 DESBALANCE DE FASES

6.6.1 DEFINICIÓN Y CAUSAS

La mayoría de los consumos eléctricos importantes en una industria se encuentran asociados a equipos

trifásicos, tales como motores, variadores de frecuencia, etc., pero también puede existir en mayor o menor


6-23

medida, el uso de equipos monofásicos en aplicaciones tales como la iluminación, o consumos propios de

zonas de oficinas, como son los computadores. En caso de existir consumos monofásicos al interior de una

instalación industrial, el instalador de la red eléctrica debe decidir la forma en que distribuirá los consumos

entre las diferentes fases. Al conectar en una única fase, grupos de equipos que presenten una demanda de

potencia importante respecto al consumo general de la planta, entonces se generará el efecto de un

desbalance de fases, en la cual, sobre la secuencia positiva preponderante en la instalación eléctrica, se

generará una secuencia negativa, producto del desbalance en las cargas.

6.6.2 PROBLEMAS ASOCIADOS AL DESBALANCE DE FASES

A priori, el problema que se presenta cuando aumenta la corriente en sólo una de las fases, las pérdidas en

el conductor de dicha fase, crecen respecto al caso de una carga balanceada y distribuida entre las tres

fases. De todas formas este efecto no será profundizado, ya que debido a la corta longitud de los

conductores, comparado con la extensión de una línea de transmisión, el efecto de las pérdidas en los

conductores es despreciable.

El mayor efecto perjudicial que genera el desbalance de fases sobre la eficiencia dentro de una industria,

ocurre sobre los motores eléctricos. Al aparecer una secuencia negativa entre las fases, se genera un torque

mecánico en los motores en sentido contrario a su giro, lo cual reducirá la potencia mecánica en el eje a la

cual estos motores operarán, aumentando la ineficiencia de estos.

En la siguiente figura se muestra el aumento en las pérdidas del motor para los casos de una red

desbalanceada en un 3% y en un 6%, según la carga mecánica en el motor.

Figura 6.8: Pérdidas en Motores según la carga mecánica, para un 3% y un 6% de desbalance de voltaje en la red

eléctrica


6-24

6.6.3 CORRECCIÓN DEL DESBALANCE DE FASES

En el caso que se detecte un desbalance importante de fases al interior de una instalación industrial, se debe

rediseñar las instalaciones eléctricas al interior de estas, con tal de repartir equitativamente los consumos

monofásicos al interior de ésta. Para realizar esta tarea, será necesario medir la demanda de potencia de

cada uno de los equipos, y estimar su régimen de funcionamiento.

Es importante destacar que este tipo de problemas pueden ser prevenidos fácilmente realizando un

correcto diseño de las instalaciones eléctricas, repartiendo los consumos monofásicos en forma equitativa

entre las fases (iluminación de galpones, oficinas, comedores, etc.).

6.7 AUTOPRODUCCIÓN CON GRUPOS ELECTRÓGENOS

En general, la autoproducción mediante grupos electrógenos no considera inyecciones a las redes de los

sistemas eléctricos, quedando acotada sólo a autoabastecimiento.

Un detalle sobre aspectos legales de la autoproducción se presenta en el Anexo 3

6.7.1 APLICACIONES: CORTAR PUNTA Y RESPALDO ELÉCTRICO

Los grupos electrógenos en la industria tienen comúnmente dos aplicaciones:

Cortar punta: esto es, generar alguna parte o toda la demanda eléctrica en el horario de punta

definido para los consumidores de electricidad; a veces, esta práctica va unida a una reducción de

las cargas eléctricas en operación durante el periodo de punta.

Respaldo eléctrico o stand-by, situación en que el grupo electrógeno entra en servicio ante caídas

de los sistemas eléctricos centralizados; el respaldo generalmente está asociado a las cargas

eléctricas imprescindibles.

Autoproducción continua, en casos singulares, sin disposición de conexión a la red eléctrica


6-25

6.7.2 CONSIDERACIONES PARA LA SELECCIÓN DE UN GRUPO ELECTRÓGENO

Dependiendo del tipo de aplicación, para el dimensionamiento de un grupo electrógeno, se deben

considerar una serie de factores, entre los cuales los de mayor importancia serían la potencia, velocidad y

eficiencia del motor.

La potencia del motor debe ser sobredimensionada entre un 10 y un 20% más que la demanda de energía

de la carga alimentada, aunque generalmente pueden operar por algunos instantes a cargas algo mayores a

su potencia nominal (potencia máxima en régimen permanente). Esto evita sobrecargar el grupo

electrógeno, absorbiendo la carga adicional durante el arranque de los motores o el cambio de algunos tipos

de sistemas de iluminación, o cuando el desgaste de los equipos que hace aumentar su requerimiento de

potencia.

La velocidad se mide generalmente en revoluciones por minuto (RPM) y esta medición se realiza en el eje de

salida. Un motor puede operar sobre un rango de velocidades; con motores diesel funcionando

normalmente a una velocidad menor (1300 - 3000 RPM). En el caso de los generadores, la velocidad del

motor es un factor crítico, por lo cual, es importante obtener una buena relación de velocidad entre el

motor y el alternador. Esta relación puede ser obtenida, cuando es posible, acoplando directamente el

motor y el generador, o en su defecto, alguna forma de acoplamiento será necesaria, tales como el uso de

una caja de cambio de velocidades, o un sistema de correas, lo cual aumentará los costos, y reducirá la

eficiencia.

Finalmente, la eficiencia de un motor depende de diversos factores, entre los que se cuentan, el factor de

carga u ocupación (porcentaje respecto a la carga máxima) y la tecnología de diseño del motor.

Carga máxima para un grupo electrógeno: Por lo general, la potencia del motor eléctrico más grande que

puede partir mediante arranque directo, es alrededor del 50% de la capacidad en kVA del grupo

electrógeno. Por otra parte, la capacidad del motor de inducción se puede aumentar si se cambia la

configuración de conexión del partidor de estrella a delta, o con un auto transformador de partida. Con este

cambio en los partidores, la potencia del motor más grande puede alcanzar hasta el 75% de la potencia en

kVA del grupo electrógeno.

Capacidad de sobrecarga del grupo electrógeno: Los motores diesel están diseñados para soportar una

sobrecarga de un 10% durante 1 hora, cada 12 horas de operación. Un generador de corriente alterna, está

diseñado para soportar una sobrecarga del 50% durante 15 segundos, tal como lo especifican los

estándares. La correcta elección de un grupo electrógeno debe ser tal que las sobrecargas se encuentren

dentro de los límites especificados anteriormente.

Utilización de grupos electrógenos en paralelo: Desde el punto de vista del espacio requerido, operación,

mantenimiento e inversión de capital inicial, sin duda es más económico adquirir un único gran grupo

electrógeno, en vez de dos o más de menor capacidad, funcionando en paralelo. Sin embargo, tener dos o

más grupos electrógenos en paralelo, presenta ventajas:

Permite el funcionamiento escalado entre los grupos, entrando (o saliendo) de funcionamiento en

función de los requerimientos de potencia.

La utilización de esta configuración aumenta la flexibilidad de operación, ya que se puede detener

un grupo electrógeno, mientras el conjunto de grupos generadores restante esté generando al

menos el 50% de la corriente requerida.


6-26

No existe necesidad de mantener todos los grupos electrógenos funcionando el 100% del tiempo,

puesto que en períodos de baja producción y/o bajos requerimientos energéticos, uno o más

pueden mantenerse en stand-by por largos períodos de tiempo.

Funcionamiento en paralelo con la red eléctrica: El funcionamiento de un grupo electrógeno en paralelo

con la red de suministro eléctrico es posible de realizar, pero requiere de la autorización y supervisión de las

autoridades correspondientes. Sin embargo, algunas proveedoras de electricidad pueden solicitar al

consumidor que adopte el compromiso que el grupo electrógeno no funcionará en paralelo con el

suministro entregado.

Las razones expuestas para realizar esto, son que la red eléctrica es de un tamaño infinito, comparado con el

tamaño y capacidad del grupo generador, lo que involucra riesgos operacionales, a pesar de las protecciones

utilizadas, tales como relés de corriente inversa, de tensión y de frecuencia.

6.7.3 EFICIENCIA ENERGÉTICA DE GRUPOS ELECTRÓGENOS

La eficiencia energética de un grupo electrógeno queda determinada por la eficiencia del motor en sí, la

eficiencia de la caja de transmisión y la eficiencia del generador eléctrico, entre los cuales, el motor es el

equipo de menor eficiencia.

El motor de un grupo electrógeno puede tener una eficiencia energética en torno a un 30%, en cambio el

sistema de transmisión y el generador pueden tener eficiencias superiores al 95%; por lo tanto, la eficiencia

energética del grupo electrógeno queda fuertemente determinada por la eficiencia del motor, ante lo cual,

para que este equipo sea eficiente, sólo es posible adquirir equipos con tecnología de mayor eficiencia (para

una misma potencia, siempre hay opciones menos eficientes y más eficientes).

La eficiencia del grupo se calcula con la ecuación siguiente:

𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 % =𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑘𝑊

𝑚 𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑖𝑏𝑙𝑒 𝑘𝑔𝑠 ∙ 𝑃𝑜𝑑𝑒𝑟 𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟í𝑓𝑖𝑐𝑜𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑖𝑏𝑙𝑒 𝑘𝐽

𝑠

Sería ideal conectar cargas constantes a un grupo electrógeno, para asegurar su buen rendimiento; la carga

del motor y del alternador en Kw debe mantenerse por sobre el 50%. Lo ideal sería que las condiciones de

carga permitan que tanto el motor como el alternador funcionen en sus puntos de máxima eficiencia.


6-27

Figura 6.9 Eficiencia de un motor según la carga

Los fabricantes de motores entregan las curvas de carga de sus motores, las cuales indican el porcentaje de

la carga en el motor v/s su consumo de combustible, eficiencia u otro indicador de desempeño. Los

alternadores son dimensionados para entregar su potencia nominal con la mayor eficiencia posible, a partir

de una carga de alrededor del 70% de su potencia nominal y superiores. En las curvas entregadas por los

fabricantes es posible encontrar el punto de operación que entregue el mejor del rendimiento del motor, y

su carga correspondiente, en Kw o kVA

Además de esto, hay factores relacionados con las cargas conectadas a los grupos electrógenos que influyen

en su desempeño.

6.7.4 CARACTERÍSTICAS DE LAS CARGAS QUE AFECTAN LA EFICIENCIA DEL GRUPO

ELECTRÓGENO

Algunas de las características de la carga influyen a la eficiencia del grupo electrógeno. Éstas son totalmente

dependientes de la carga y no pueden ser modificadas por el grupo generador. Estas características, que son

perjudiciales para la eficiencia del grupo electrógeno, se pueden mejorar en la mayoría de los casos y son las

siguientes:

Factor de Potencia: El factor de potencia es un factor totalmente dependiente de la carga. El generador está

diseñado para un factor de potencia de 0,8 en retraso, según lo especificado por las normas. Un bajo factor

de potencia exige una mayor corriente, con un aumento de las pérdidas. El sobredimensionamiento de los

Eficiencia de un motor

0

20

40

60

80

100

120

0 20 40 60 80 100 120 140

Grado de carga [%]

Efi

cie

ncia

[%

]

1 HP 10 HP 100 HP


6-28

grupos generadores para una operación a un bajo factor de potencia tiene como resultado una menor

eficiencia y mayores costos operacionales. La alternativa económica es proporcionar condensadores para

mejorar el factor de potencia.

Patrón de carga: En muchos casos, la carga no será constante a lo largo de la jornada, y como se ha

mencionado, la eficiencia del motor disminuye a cargas parciales. De existir variaciones importantes en la

carga, entonces se deberá considerar el funcionamiento de grupos electrógenos en paralelo. En tal

situación, los grupos electrógenos inactivos, entrarán en funcionamiento cuando el aumento en la carga lo

requiera. Si los grupos electrógenos fueran utilizados en paralelo, éstos podrían funcionar cerca de sus

respectivos puntos de máxima eficiencia, optimizando su consumo de combustible y, además, integrando

flexibilidad al sistema. Este esquema puede aplicarse también al caso de cargas que pueden ser separadas

entre críticas y no críticas, proporcionando energía stand-by a las cargas críticas del sistema.

Desequilibrio en la carga: Las cargas no equilibradas llevan al grupo electrógeno a un desequilibrio en las

tensiones entregadas (tensiones de salida no balanceadas) y a un sobrecalentamiento del alternador.

Cuando otras cargas conectadas, tales como motores, son alimentados con una tensión desequilibrada,

también aumentan las pérdidas en dicho motor. Por lo tanto, la carga en el grupo electrógeno debe ser lo

más equilibrada posible. El desequilibrio máximo de la carga de entre las fases no debe exceder el 10% de la

capacidad de la generación de grupo. En lugares donde las cargas monofásicas son predominantes, se debe

considerar la adquisición de un generador alterno monofásico.

Cargas transitorias: En muchas ocasiones, para compensar las bajadas de tensión transitorias que pudieran

derivarse de la aplicación de cargas transitorias, puede seleccionarse un generador dentro del grupo para

compensar estas variaciones. Muchas veces una combinación no-estándar entre el motor y el alternador

puede ser utilizada. Tal combinación asegura que el motor principal no se ha sobredimensionado

innecesariamente, lo cual aumenta los costos de inversión y de operación.

Cargas especiales: cargas especiales, como un rectificador o tiristores, soldadoras, y hornos necesitan

generadores especiales. El fabricante del motor diesel y el generador de corriente alterna debe ser

consultado para una recomendación adecuada para que la utilización deseada del grupo electrógeno se

logre sin problemas. En ciertos tipos de cargas, que son sensibles a la tensión, a la regulación de frecuencia,

a la forma de onda del voltaje, debería considerarse la posibilidad de separarlas de las demás cargas, y

alimentarlas por un grupo electrógeno exclusivo. Tal alternativa se asegura de que el diseño especial de

dicho generador de corriente alterna se limita a la parte de la carga que requiere de alta pureza, en lugar de

aumentar el costo de los grupos electrógenos especialmente diseñados para el total de las cargas en el

establecimiento.

6.7.5 MEDIDAS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA PARA GRUPOS ELECTRÓGENOS

A continuación se listan algunas opciones que permiten mejorar la eficiencia energética de grupos

electrógenos:

Garantizar condiciones de carga constante sobre el equipo de generación diesel, evitando

fluctuaciones, desequilibrios en las fases y cargas armónicas.

En caso de operar a plena carga por periodos prolongados, considerar la utilización de sistemas de

cogeneración.

Considerar el funcionamiento de equipos de generación diesel en paralelo, lo que incorporará

mejoras en las cargas y ahorrará de combustible en los mismos.


6-29

Realizar regularmente pruebas de campo para monitorear el desempeño de los sistemas de

generación diésel y planifique el mantenimiento de acuerdo a los requerimientos.

Mejorar la filtración del aire y proveer de aire frío libre de polvo en la toma de aire.

Garantizar el cumplimiento de los trabajos de mantenimiento.

Considerar la utilización de aditivos en los combustibles en caso de que esto mejore las

propiedades de éstos al ser usados en equipos de generación diésel.

Calibrar frecuentemente las bombas de inyección de combustible.

En términos de reducción de costos en uso de combustibles, considerar el uso parcial de gas de

biomasa para generación energética. Asegurar la eliminación del alquitrán del gas generado para

aumentar la vida útil del sistema de generación en el largo plazo.

6.8 EJEMPLO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS Y FACTOR DE POTENCIA

Durante el recorrido a una planta industrial, el consultor es acompañado por el encargado de mantención de

la planta, quien comenta que dentro de ésta, se tienen los diferentes sectores conectados en forma

independiente a la red eléctrica, mediante diferentes contratos con la empresa eléctrica. El sector objetivo

de la presente visita es la planta de molienda, en la cual se cancela mensualmente, multa por mal factor de

potencia. El equipo para aminorar en parte esta situación, consiste en un condensador de 40 KVAr.

El gerente de mantención, indica que actualmente, dentro de la planta, operan con tres correas

transportadoras iguales, las que funcionan cada una con un motor de inducción de 30 KW, funcionando a

plena carga, con un factor de potencia de 0,93, cada uno. Adicionalmente, al ser la planta un recinto

cerrado, se hace uso de iluminación, la cual el encargado de mantención indica que la suma total de

potencia por iluminación es de 10 KW, y las lámparas utilizadas son todas iguales (LFC), que por catálogo del

fabricante tienen un factor de potencia de 0,6. Sin embargo, el mayor consumo de esta planta corresponde

a un molino, el cual es impulsado por un motor de inducción de 300 KW, funcionando a plena carga, con un

factor de potencia de 0,83.

El consultor recorre las instalaciones identificando que, el empalme de la planta es de 30KV, con un

transformador de 450 KVA.

La información antes reunida se puede resumir en el siguiente diagrama:


6-30

Transformador

M10 KW

FP: 0,6MM M

MolinoIluminaciónCorreas Transportadoras

300 KW

FP: 0,83

3 x 30 KW

FP: 0,93

450 KVA

40 KVAr

Condensador de

compensación

Figura 6.10: Instalación eléctrica en la Planta

Con los datos reunidos, el consultor supone a priori que se debe aumentar la compensación de reactivos en

la planta. Para dimensionar correctamente el banco de condensadores necesario, el consultor deberá seguir

los siguientes pasos de cálculo propuestos:

La Potencia Activa, Reactiva y Aparente total requerida en la planta.

El Factor de Potencia con que opera actualmente la planta.

El Factor de Potencia con el que debería operar la planta.

La Potencia Reactiva Máxima que puede requerir la planta de la red.

La cantidad de reactivos a compensar.

Efectos en la instalación eléctrica (principales componentes) de la modificación en la

compensación de reactivos.

Cálculo de la Potencia Activa, Reactiva y Aparente total requerida en la planta

Datos de Entrada:

Motores Correas Transportadoras: o Potencia: 30kW o Factor de Potencia: 0,93 o Cantidad: 3

Iluminación: o Potencia: 10kW o Factor de Potencia: 0,6

Motor del Molino: o Potencia: 300kW o Factor de Potencia: 0,83


6-31

Para el cálculo del factor de potencia, se debe calcular previamente la demanda total de la planta en

potencia activa, y potencia reactiva. Para el cálculo de la potencia reactiva a partir de los datos de entrada

de potencia activa y factor de potencia, se hará uso de la siguiente ecuación:

𝑃𝑜𝑡. 𝑅𝑒𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 = 𝑃𝑜𝑡. 𝐴𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 ∙ 𝑡𝑎𝑛 𝑐𝑜𝑠−1 𝑓. 𝑝.

La tabla siguiente resume los valores para cada uno de los equipos:

Tabla 6.3: Potencias Activas y Reactivas por Equipo.

Equipo Potencia Activa Factor de Potencia

Potencia Reactiva

Calculada

Correas Transportadoras (x3) 90[KW] 0,93 35,57[KVAr]

Iluminación 10[KW] 0,6 13,33[KVAr]

Molino 300[KW] 0,83 201,6[KVAr]

Total 400[KW] - 250,5[KVAr]

Considerando la compensación actual de reactivos, se descuenta de la Potencia Reactiva Calculada, la

capacidad del condensador actual (40[KVAr]), lo cual da como resultado una Potencia Reactiva Total

(Compensada) de 210,5[KVAr].

Finalmente, la Potencia Aparente Total demandada se puede calcular como:

𝑃𝑜𝑡. 𝐴𝑝𝑎𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝑃𝑜𝑡. 𝐴𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙2 + 𝑃𝑜𝑡. 𝑅𝑒𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙2

𝑃𝑜𝑡. 𝐴𝑝𝑎𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 400 𝐾𝑊 2 + 210,5 𝐾𝑉𝐴𝑟 2

𝑃𝑜𝑡. 𝐴𝑝𝑎𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 452,01 𝐾𝑉𝐴

Cálculo del Factor de Potencia con que opera actualmente la planta

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 = 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐴𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐴𝑝𝑎𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 = 400 𝐾𝑊

452,01 𝐾𝑉𝐴

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 = 0,88

Factor de Potencia con el que debería operar la planta

De los cálculos previos, la planta funciona con un FP de 88%. El auditor concluye que efectivamente la planta no está operando con factor de potencia adecuado, el cual según lo indica la NTSyCS, para el nivel de voltaje de la conexión, éste debe ser de un mínimo de 0,96 inductivo, y un máximo de 0,98 capacitivo.

El consultor explica al encargado, que para mejorar el factor de potencia, se debe aumentar la compensación de reactivos, mediante la compra de un banco de condensadores, lo cual permitirá reducir el consumo de potencia reactiva. Adicionalmente, con el reemplazo del condensador actualmente utilizado para compensar, por un banco de condensadores de menor tamaño, permitirá un control más fino sobre el factor de potencia en función de la demanda. El tener un solo condensador no deja muchas opciones de


6-32

control: sólo conectado o desconectado, mientras que un banco de condensadores con condensadores pequeños, y con control automático sobre el factor de potencia, nos daría una mejor opción de control, variando el número de condensadores conectados. Así, por ejemplo, de tener una situación en la que los consumos del sector son bajos, la Potencia activa del sector disminuye, pero por lo general la potencia reactiva del sistema no tiene tales variaciones, con lo cual el factor de potencia empeora, situación que se puede compensar de mejor manera utilizando un banco de condensadores en vez de un único condensador.

Cálculo de la Potencia Reactiva Máxima que puede requerir la planta de la red

El consultor propone sacar el condensador actual e instalar un banco de condensadores con control automático, dimensionado para mejorar el factor de potencia y llevarlo a 0,96, como lo exige la Norma. El consultor calcula las dimensiones de dicho banco:

Datos de Entrada:

Factor de Potencia Requerido: 0,96

Potencia Activa Total: 400[KW]

Con la información entregada, el consultor calcula que el máximo de reactivos que se pueden demandar de la red, dada la potencia y el factor de carga mínimo dado por la NTSyCS, es de 116,67[KVAr].

Cálculo de la cantidad de reactivos a compensar

Como se calculó anteriormente, la Potencia Reactiva Total requerida por la planta (sin considerar compensación alguna), es 250,5[KVAr], por lo cual, la mínima potencia reactiva a compensar mediante el nuevo banco de condensadores, corresponde a la diferencia entre la Potencia Reactiva Total que demanda la planta, menos la Potencia Reactiva Máxima que se puede requerir de la red.

𝑃𝑜𝑡. 𝑅𝑒𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑎 𝐶𝑜𝑚𝑝𝑒𝑛𝑠𝑎𝑟 = 𝑃𝑜𝑡. 𝑅𝑒𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 − 𝑃𝑜𝑡. 𝑅𝑒𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑀á𝑥𝑖𝑚𝑎

𝑃𝑜𝑡. 𝑅𝑒𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑎 𝐶𝑜𝑚𝑝𝑒𝑛𝑠𝑎𝑟 = 250,5 𝐾𝑉𝐴𝑟 − 116,67 𝐾𝑉𝐴𝑟

𝑃𝑜𝑡. 𝑅𝑒𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑎 𝐶𝑜𝑚𝑝𝑒𝑛𝑠𝑎𝑟 = 133,84 𝐾𝑉𝐴𝑟

En base a los resultados, para compensar el factor de potencia, se debería cambiar el capacitor original por

un banco con control automático del factor de potencia, de un mínimo de 134[KVAr], aunque se recomienda

que sea de una capacidad levemente superior (sobredimensionar un 10%) para compensar variaciones

transitorias. De este modo, el banco a adquirir, será de 150[KVAr].

Efectos en la instalación eléctrica (principales componentes) de la modificación en la compensación de

reactivos

Con la información antes recopilada, el consultor desea saber el estado de la instalación eléctrica, en

particular, el dimensionamiento del transformador, antes y después de la modificación propuesta, de modo

de comparar cómo varía la carga en éste.

Datos de Entrada:

Potencia Nominal Transformador: 450[KVA]

Potencia Requerida por la Planta antes de la modificación (Potencia Aparente Total): 452,01[KVA]

Potencia Activa Requerida (Total): 400[KW]

Potencia Reactiva Requerida (Total): 250,5[KVAr]


6-33

Compensación de Potencia Reactiva: 150[KVAr]

Bajo una simple inspección, el consultor detecta que en el régimen de operación actual de la planta, se está

funcionando levemente por sobre la capacidad máxima del transformador, lo cual pone en serio riesgo la

confiabilidad de éste, aumentando considerablemente las probabilidades de falla inesperada en el

transformador, por lo cual es urgente tomar medidas al respecto.

Dado que se ha sugerido la instalación del banco de condensadores, el consultor desea saber si esta simple

medida es suficiente para el correcto funcionamiento en la planta:

𝑃𝑜𝑡. 𝑅𝑒𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑅𝑒𝑞𝑢𝑒𝑟𝑖𝑑𝑎 (𝑐𝑜𝑛 𝐶𝑜𝑚𝑝𝑒𝑛𝑠𝑎𝑐𝑖ó𝑛)

= 𝑃𝑜𝑡. 𝑅𝑒𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑅𝑒𝑞𝑢𝑒𝑟𝑖𝑑𝑎 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 − 𝐶𝑜𝑚𝑝𝑒𝑛𝑠𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑃𝑜𝑡. 𝑅𝑒𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎

𝑃𝑜𝑡. 𝑅𝑒𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑅𝑒𝑞𝑢𝑒𝑟𝑖𝑑𝑎 (𝑐𝑜𝑛 𝐶𝑜𝑚𝑝𝑒𝑛𝑠𝑎𝑐𝑖ó𝑛) = 250,5 𝐾𝑉𝐴𝑟 − 150 𝐾𝑉𝐴𝑟

𝑃𝑜𝑡. 𝑅𝑒𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑅𝑒𝑞𝑢𝑒𝑟𝑖𝑑𝑎 (𝑐𝑜𝑛 𝐶𝑜𝑚𝑝𝑒𝑛𝑠𝑎𝑐𝑖ó𝑛) = 100,5 𝐾𝑉𝐴𝑟

𝑃𝑜𝑡. 𝐴𝑝𝑎𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝑃𝑜𝑡. 𝐴𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙2 + 𝑃𝑜𝑡. 𝑅𝑒𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 (𝑐𝑜𝑛 𝐶𝑜𝑚𝑝𝑒𝑛𝑠𝑎𝑐𝑖ó𝑛)2

𝑃𝑜𝑡. 𝐴𝑝𝑎𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 400 𝐾𝑊 2 + 100,5 𝐾𝑉𝐴𝑟 2

𝑃𝑜𝑡. 𝐴𝑝𝑎𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 412,43 𝐾𝑉𝐴

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟 = 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐴𝑝𝑎𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑁𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟 = 412,43 𝑘𝑉𝐴

450 𝑘𝑉𝐴

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟 = 91,7%

A pesar de la considerable disminución en el factor de carga del transformador, el consultor recomienda

siempre sobredimensionar las instalaciones eléctricas en al menos un 10% por razones de seguridad y

confiabilidad en la prevención de fallas, tanto en conductores como en los transformadores, además de

poder soportar los aumentos en la corriente transitoria que se suele dar a la partida de los motores. Dado

que el transformador bajo estudio no cumple este rango de tolerancia, adicionando a esto que ha estado

trabajando durante un tiempo considerable a condiciones incluso por sobre la nominal, y absorbiendo

aumentos de corrientes transitorias, lo cual afecta al rendimiento de dicho transformador, y a su

confiabilidad frente a la posibilidad de fallas imprevistas, el consultor recomienda la instalación de un

transformador de mayor capacidad, para funcionar en paralelo con el transformador actual.

Así también, como las instalaciones eléctricas suelen dimensionarse en forma similar al transformador, se

recomienda la instalación de una nueva línea eléctrica (con el nuevo transformador), en paralelo a la actual.

De este modo, el tener 2 líneas eléctricas de impedancia y capacidades similares, permitirá una disminución

considerable de la corriente, una menor carga en ambos transformadores, lo cual disminuye las pérdidas por

ineficiencia en estos equipos, y por sobre todo, aumenta la confiabilidad de la red ante cualquier falla


6-34

imprevista en transformadores o los conductores, en particular, ante la falla de un transformador, el otro

será capaz de alimentar totalmente la planta (duplicidad en la instalación eléctrica, que aumenta la

confiabilidad).

6.9 PROBLEMAS TIPO EXAME N

1) Nombrar al menos 3 factores relacionados a las pérdidas en conductores.

Respuesta:

i. Pérdidas asociadas a la temperatura.

ii. Tipo de dieléctrico utilizado.

iii. Radiaciones emitidas.

iv. Acoplamiento de distintos tipos de conductores.

2) Nombrar al menos 5 dispositivos que causan armónicos.

Respuesta:

i. Computadoras, suministros de alimentación ininterrumpida (UPS), rectificadores de estado

sólido

ii. Proceso de control electrónico del equipo, PLC's, etc.

iii. Balastos electrónicos de iluminación, incluso reguladores de luz

iv. Controladores de reducción de tensión de motores

v. Iluminación de descarga, tales como fluorescente, de vapor de sodio y de mercurio

vi. Hornos de arco, equipos de soldadura, sistemas de tracción eléctrica

vii. Transformadores funcionando cerca de su nivel de saturación

viii. Balastos magnéticos (con núcleo de hierro saturado)

ix. Equipos de calefacción de inducción, válvulas, motores

x. Televisores, equipos de aire acondicionado, lavadoras, hornos de microondas

xi. Máquinas de fax, fotocopiadoras, impresoras

3) Se realiza un estudio de eficiencia energética a una planta industrial; mensualmente dicha planta paga

multa por mal factor de potencia en sus instalaciones. Actualmente se mantiene un contrato eléctrico

con tarifa AT4.3, operando desde las 7AM hasta las 23PM, y entre las 9-18hrs se produce el consumo

más intensivo. El mínimo FP promedio al mes debe permanecer en 0,92 en atraso según el proveedor

de servicios y cada % fuera de este valor , tiene una sanción de $107844/mes. Como parte del estudio

se realizan mediciones durante Abril-2009, registrando una demanda máxima de 600[KVA] y un FP

promedio de 0,82 en atraso. Proponer una medida que mejore el FP para Mayo-2009. Estimar Los KVAr

y la multa a pagar en caso de estar 2% por debajo del valor esperado.

Respuesta: El consultor propone la instalación de un banco de condensadores de 163[KVAr], como primera medida. En caso de estar 2% debajo del valor esperado, la potencia reactiva será: 239 [𝐾𝑉𝐴𝑟] Para el mes de Mayo-2009 se deberá pagar una sanción de: $215.688

4) Una planta industrial operaba con una demanda máxima de 1000[KVA] a factor de potencia de 0,9, y

disminuyó su demanda a 900[KVA] por la mejora del factor de potencia. Calcular el porcentaje de

reducción de las pérdidas de distribución dentro de la planta.


6-35

Respuesta: El porcentaje de reducción de las pérdidas de distribución dentro de la planta será:19%


[1] Bombas Zeda, Calculo de Conductores Eléctricos, www.bombaszeda.com

[2] Código Eléctrico Chileno, Editorial Siena (1996)

[3] Subsecretaría de Electricidad y Combustibles, Normas Técnicas Sector Electricidad, www.sec.cl

[4] ProCobre Chile, Conductores Eléctricos, www.procobre.cl

[5] ProCobre Chile, Calidad de la Energía, www.procobre.cl



[7] Gustavo Adolfo Bernal G, Cálculo de Cargas y conductores, Seminario "Aplicaciones del Código

Eléctrico y Análisis de Cambios". Publicado por IEEE Panamá.

[8] Handbook of Energy Engineering, The Fairmont Press, INC. – Albert Thumann & Paul Mehta. Sexta

Edición.

[9] Working Manual on Energy auditing in industries, Asian Productivity Organization,2008

[10] Félix Redondo Quintela Desequilibrio y pérdidas en las instalaciones eléctricas, Escuela Técnica

Superior de Ingeniería Industrial. Universidad de Salamanca



[12] Máquinas Eléctricas y Transformadores, Irvin L. Kosow, Segunda edición, Prentice Hall

Hispanoamericana, 1993.

[13] Desequilibrio y pérdidas en las instalaciones eléctricas, Félix Redondo Quintela, Escuela Técnica

Superior de Ingeniería Industrial. Universidad de Salamanca.

[14] Pérdidas de Potencia de un Transformador Eléctrico, Electrónica Unicrom, www.unicrom.com.

[15] Influence of unbalanced voltage supply on efficiency of three phase squirrel cage induction motor

and economic analysis, Jawad Faiz, H. Ebrahimpour, P. Pillay, 2005.

[16] Phase Frame Analysis of the Effects of Voltage Unbalance on Induction Machines, W. H. Kersting,

W.H. Phillips, IEEE, 1997

[17] Decreto con Fuerza de Ley nº4 2007, Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción (2007)

[18] Decreto Supremo nº327, Ministerio de Minería (1998)

[19] Decreto Supremo nº244, Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción (2005);

[20] Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD en Instalaciones de Media Tensión (NTCO)

(2007)

http://www.unicrom.com/

7-1

7. ILUMINACIÓN

Luminaria: Equipo utilizado para distribuir, filtrar o transformar la luz emitida por una o más lámparas. Las

luminarias incluyen todas las partes necesarias para el funcionamiento y protección de las lámparas,

exceptuando la lámpara misma.

Lámpara: Equipo que produce luz a partir de otra fuente de energía. En el presente capítulo esta fuente

siempre será energía eléctrica. Los tipos de lámpara más comunes se encuentran descritos a continuación:

a) Lámparas Incandescentes: Este tipo de lámparas, produce luz al circular un flujo de corriente

eléctrica a través de un filamento de wolframio encerrado en una bombilla de vidrio al vacío o

relleno con algún gas noble.

b) Lámparas reflectantes: Este tipo de lámparas son por lo general del tipo incandescente, pero

cuentan con un espejo reflectante de alta calidad que sigue la forma de la bombilla. El reflector es

resistente a la corrosión y mejora la eficiencia lumínica de la lámpara.

c) Lámparas de descarga de gas o vapor: La luz producida por este tipo de lámparas es producida por

la excitación de un gas contenido en una ampolla de vidrio con forma tubular o elíptica. Los tipos

más comunes de lámpara de descarga son:

Lámparas fluorescentes

Lámparas fluorescentes compactas

Lámparas de vapor de mercurio

Lámparas de vapor de sodio

Lámparas de halogenuro metálico

d) Lámparas LED: El Diodo Emisor de Luz (LED de sus siglas en inglés) es un semiconductor que

transforma electricidad en luz. Cada diodo utiliza corrientes cercanas a 10 mA y su consumo llega a

la décima parte de un Watt y su emisión de luz es del tipo direccional.

e) Lámparas de Inducción Magnética: Similares en construcción a las lámparas fluorescentes, no

incorporan filamentos ni electrodos en su interior, lo que aumenta la vida útil hasta incluso 100.000

horas. En este tipo de lámparas, la generación de luz se produce al generar una descarga en el gas

interior utilizando inducción magnética.

Equipos Auxiliares o de Control:

a) Balasto (ballast): Equipo limitador de corriente, utilizado para contrarrestar las características de

resistencia negativa que presentan las lámparas de descarga. En el caso de lámparas fluorescentes,

permite la acumulación inicial del voltaje requerido para la partida. Actualmente, por razones de

eficiencia y reducción del “flickering” o parpadeo de las lámparas, se recomienda la utilización de

balastos electrónicos.

b) Partidor: Elementos utilizados para dar partida a las lámparas de vapor a alta presión. Éste permite

el flujo de corriente por los filamentos ubicados dentro de la lámpara.


7-2

Figura 7.1: Distinción entre lámpara y luminario

7.1 TERMINOLOGÍA BÁSICA

Flujo Luminoso: Toda fuente de luz se comporta como emisor de radiación electromagnética o flujo

energético. El flujo luminoso corresponde a la cantidad de flujo energético, cuya longitud de onda puede ser

captada por el ojo humano, por segundo. Unidad de medida: Lumen [lm]

Intensidad Lumínica: Indica el flujo luminoso emitido por una fuente de luz hacia un punto determinado,

dirección que es definida por el ángulo sólido en que se encuentre dicho punto (en estereorradianes).

Unidad de medida: Candela [cd].

Figura 7.2: Diferencia entre Flujo luminoso e intensidad luminosa. Fuente: Daylightcompany,2009.

Iluminancia: Este valor indica la cantidad de flujo luminoso que recibe una superficie por unidad de área.

Unidad de medida: Lux [lx].


7-3

𝐼𝑙𝑢𝑚𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 [𝑙𝑥] = 𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝐿𝑢𝑚𝑖𝑛𝑜𝑠𝑜 [𝑙𝑚]

𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑐𝑢𝑎𝑑𝑟𝑎𝑑𝑜 [𝑚2]

Figura 7.3: Diferencia entre Lux y Lumen. Fuente: Daylightcompany, 2009.

Luminancia: Indica el Brillo de la superficie. Establece la relación existente entre la intensidad luminosa de

un objeto y su superficie de acuerdo a como es captada por el ojo humano. Se establecen diferencias entre

la luminancia directa, la cual indica la magnitud cuando se mira directamente a una fuente de luz, y la

luminancia reflejada, que indica la luz reflejada en una superficie.

𝐿𝑢𝑚𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 = 𝐼𝑛𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝐿𝑢𝑚𝑖𝑛𝑜𝑠𝑎 [𝑐𝑑]

𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑐𝑢𝑎𝑑𝑟𝑎𝑑𝑜 [𝑚2]

Eficiencia Luminosa: También conocida como Rendimiento Luminoso o Eficacia Lumínica, indica la eficiencia

con que la energía eléctrica es transformada en luz y se calcula como el flujo de luz dividido por la potencia

consumida. Por definición, este valor no considera las pérdidas de potencia consumida por equipos

auxiliares, cifra que debe ser tomada en cuenta al analizar el funcionamiento de la lámpara.

𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐿𝑢𝑚𝑖𝑛𝑜𝑠𝑎 𝑙𝑚

𝑊 =

𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝐿𝑢𝑚𝑖𝑛𝑜𝑠𝑜 [𝑙𝑚]

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 [𝑊]

7.1.1 CARACTERÍSTICAS DE IMPORTANCIA DE LAS LÁMPARAS Y LUMINARIAS

De acuerdo a su uso y necesidades técnicas, es necesario conocer las siguientes características de la

lámpara y luminaria. Notar que en ciertos casos, la luminaria y la lámpara se consideran como una única

unidad, lo que le facilita el cumplimiento de los requerimientos de protección y resistencia a los elementos.

Índice de Deslumbramiento (UGR): Se refiere a un fenómeno que afecta el confort visual sin provocar una

disminución de la visión de los trabajadores. Dado que el ojo humano se adapta en forma progresiva a las

condiciones de iluminación a las que se encuentra, es difícil, bajo este punto de vista, notar con facilidad

posibles defectos de la instalación de iluminación. En el Anexo 1, Tabla 2.1 se presentan los rangos de

valores.

Índice de Reproducción Cromática (Ra): También conocido como índice IRC o CRI (de sus siglas en inglés),

este índice define la capacidad relativa que tiene una fuente de luz para reproducir los colores al ser

comparado con el que presentan bajo una luz de referencia. Sus valores varían entre 0 y 100, mientras más

alto el valor del CRI, mejor será la reproducción cromática. En el Anexo 1 , Tabla 2.2 se presentan los rangos

de valores.


7-4

Temperatura del Color: La temperatura corresponde a la apariencia subjetiva del color tal como lo percibe

el observador de la fuente de luz. Unidad de medida: Kelvin [K]. En el Anexo 1, Tabla 2.3 se presentan los

rangos de valores.

Índice de Protección (IP): Existen normas internacionales que definen los grados de protección de cada

luminaria, los que quedan definidos por un código IP, al que se le asocia un conjunto de pruebas que la

luminaria debe satisfacer. En el Anexo 1, Tabla 2.4 se presentan los rangos de valores.

7.1.2 COMPARACIÓN DE LOS DISTINTOS TIPOS DE LÁMPARAS

De acuerdo a las definiciones presentadas en las secciones anteriores, es posible realizar una comparación

de las lámparas consideradas.

Desde el punto de vista energético y económico, es correcto utilizar las categorías consideradas en la tabla

siguiente. La eficiencia luminosa, en conjunto con la vida útil promedio de una lámpara, forman parte de la

información clave a considerar al momento de dimensionar y calcular los costos y beneficios de un sistema

de iluminación eficiente.

Tabla 7.1 Comparación de lámpara

Tipo Categoría

Inducción Interna

Fluorescente Mercurio de Alta Presión

Sodio de Alta Presión

Haluro metálico

Incandescente LED

Eficiencia luminosa (lm/W)

70 - 80 25 - 70 30 - 50 90 - 110

85 15 70

Vida útil promedio (horas)

80.000 5.000 - 10.000

3.500 - 6.000

8.000 - 14.000

10.000 500 - 1.000 50.000

En conjunto con la información de la tabla anterior, y con el objetivo de incorporar la calidad de la

iluminación al dimensionamiento de un sistema de iluminación, es aconsejable considerar además parte de

la información entregada en la tabla siguiente. Estas características permitirán mejorar el confort del

personal que opera en el área, permitiendo mejoras en producción y seguridad.

Tabla 7.2 Comparación cualitativa de lámparas

Categoría Tipo

Índice de rendimiento de

color (Ra)

Tiempo de encendido en

frío

Tiempo de Reencendido

Efecto estroboscópico

Inducción Interna >80 Instantáneo Instantáneo No

Fluorescente 50 - 90 <3 segundos <1 segundo No siempre

Mercurio de Alta Presión

30 - 40 4 - 10 minutos 10 - 15 minutos si

Sodio de Alta Presión <40 4 - 10 minutos 10 - 15 minutos si

Haluro metálico 65 4 - 10 minutos 10 - 15 minutos si

Incandescente >95 Instantáneo Instantáneo No siempre

LED 64 - 84 Instantáneo Instantáneo No


7-5

7.2 FLUJOS DE ENERGÍA EN ILUMINACIÓN

En un sistema de iluminación ideal los flujos de energía debiesen ser tales que la energía eléctrica entregada

a la iluminaria y la salida del flujo luminoso debido a la potencia suministrada, sumen cero. Sin embargo

existen ganancias y pérdidas asociadas al funcionamiento de los equipos eléctricos. Estos flujos de energía

se presentan en la siguiente tabla:

Flujo de Energía Factores claves para evaluar el flujo

Instrumentos portátiles para evaluar flujo

Electricidad –a- Iluminación Pérdidas de conversión

La potencia de entrada a la luminaria, especificaciones de las lámparas, el recuento exacto de luminarias

Medidor de potencia de mano o amperímetro clip-on para comprobar in situ las cargas de los circuitos de iluminación.

Pérdidas en luminarias Diseño de luminarias, la limpieza, niveles de polvo

Pérdidas en habitaciones

Colores de la superficie de paredes y techos, ubicación de las ventanas

Medidor de luz para determinar la ratio de reflexión de la iluminación reflejada para la iluminación incidente (LUX)

Pérdidas en visibilidad Brillo, reflejos

Pérdidas por sobreiluminación

Distribución desigual de los necesidades de luz, los niveles de luz para múltiples tareas

Medidor de luz digital

Pérdidas por sobreusos Ocupación de iluminación versus horarios

Registro medidor de potencia o sensor de detección de movimiento y sensor de luz

Iluminación Útil Lux o candela-pie muestreada a lo largo del área. También la iluminación UDP (unidad de densidad de potencia W/m2)

Luxómetro (preferentemente digital)

La siguiente figura presenta los puntos donde se encuentran los flujos de energía antes señalados.


7-6

Figura 7.4: Flujos de energía en un galpón. Fuente: Elaboración propia.

El siguiente diagrama Sankey representa los puntos y magnitud de los flujos de energía antes señalados. Es

labor del auditor de eficiencia energética conocer las características de estos flujos en el área a ser

estudiada.

Figura 7.5: Diagrama Sankey sistema iluminación. Fuente: Elaboración propia.

Energía eléctrica

Luz natural

Pérdidas en conversión

Pérdidas en accesorios

Pérdidas de visibilidad

Pérdidas en habitaciones

Pérdidas por sobreiluminación

Pérdidas por uso excesivo

Iluminación útil


7-7

7.3 OPORTUNIDADES DE MEJORA DE EE EN ILUMINACIÓN

Se ha planteado en el capítulo 4.1 un enfoque metodológico para el análisis de mejoras de la eficiencia

energética desagregado según 3 niveles de trabajo: Reducción de la demanda energética, mejoras

tecnológicas que reduzcan el consumo energético para un mismo nivel de producción, y mejora en el

aprovechamiento del recurso energético. En este sentido son tres las preguntas que debe plantearse el

auditor:

¿La energía demandada es la que efectivamente se necesita? Es decir, ¿La temperatura demandada

es efectivamente la que se necesita?

¿Es posible mejorar el desempeño de los equipos o sistemas? ¿Se están utilizando equipos

eficientes? ¿se pueden modificar variables de operación que permitan mejorar el desempeño?

¿Existe tecnología que permita aprovechar mejor el suministro de energía?

Las oportunidades de mejora de la eficiencia energética para cada uno de estos niveles se describen a

continuación.

7.3.1 OPORTUNIDADES DE MEJORA A NIVEL DE LA DEMANDA ENERGÉTICA

Requerimientos técnicos de iluminación

De acuerdo a las labores que se cumplan en la instalación, es necesario determinar los requerimientos

mínimos para que éstas sean completadas sin inconvenientes. Para cada actividad entonces, se deberá

cumplir con el nivel necesario de iluminación, comparando los actuales niveles con los recomendados para

las distintas áreas. En conjunto con estos, idealmente, deben analizarse los requerimientos de color

(temperatura y CRI) y calidad de la iluminación (brillo reducido, indirectos, decorativos, etc).

Requerimientos de producción

El área de trabajo debe contar con la adecuada iluminación para las labores que ahí se realicen,

considerando incluso que existen tareas que requerirán de iluminación especial, generando el concepto de

iluminación del área versus iluminación de tarea.

Toda labor requerirá de mantener un nivel de iluminación adecuado a lo largo de todo el período de trabajo,

por ello, debe considerarse la necesidad de iluminación para todas las horas de trabajo.

Utilización de medidas de Eficiencia Energética

Existen medidas de eficiencia que pueden ayudar a optimizar el uso energético al interior de una instalación.

Éstas no deben afectar la producción ni la calidad de vida de los trabajadores, pero representan una solución

de muy bajo costo y alta efectividad para disminuir el consumo energético.

Entre las medidas de Eficiencia Energética se pueden contar las siguientes:

Utilizar iluminación específica para tareas y apagar las luces del techo.

Proporcionar y utilizar interruptores manuales.

Ofrecer más niveles de conmutación en la iluminación (utilización de dimmer y equipos de control).

Sensibilizar a los empleados para fomentar el uso de controles de iluminación.


7-8

Usar sensores de movimiento o temporizadores para controlar las luces.

Usar fotocélulas en luminarias de ventanas.

Usar relojes o células fotoeléctricas en las luces al aire libre.

Será necesario efectuar un análisis de iluminación para determinar la aplicabilidad de usar lámparas con

reductores de potencia en las luminarias existentes, y para determinar la necesidad de eliminación de

aparatos innecesarios y / o lámparas.

7.3.2 OPORTUNIDADES DE MEJORA DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA A NIVEL DE LOS

PROCESOS Y TECNOLOGÍAS

Evaluación de equipos

Es recomendable realizar análisis de iluminación de forma periódica, y a través de ellos determinar:

La eliminación de lámparas o aparatos para reducir niveles para que coincida con los

requeridos

El diseño de sistemas más adecuado: reducción del número del grupo de luminarias versus

lugar de ubicación de la lámpara

Usar lámparas de potencia reducida o reemplazar luminarias, posiblemente la

incorporación, sustitución de todo el sistema de iluminación por una más eficiente, por

ejemplo, conmutación de incandescente a fluorescente o de T12 a fluorescente T8

El recambio de equipos en iluminación es, por lo general, una inversión que puede recuperarse en corto

tiempo (dependiendo de las horas de uso diarias). Por ello, se recomienda utilizar lámparas LED en luces de

salida y señaletica, además de la sustitución de lámparas y accesorios por equipos de mejor eficiencia.

Plan de mantenimiento

Un correcto plan de mantenimiento permitirá no sólo extender la vida útil de los equipos de iluminación,

sino que también mejorará la calidad de la iluminación en el área de influencia de estos. Se recomienda

entonces la realización periódica de:

Labores de limpieza de lámparas, luminarias, reflectores, difusores, pantallas, etc.

Limpieza y pintura de paredes y techos

Limpieza de vidrios de ventanas

7.3.3 OPORTUNIDADES DE MEJORA DE EFICIENCIA EN ERGÉTICA A NIVEL DEL RECURSO

ENERGÉTICO

Mejor utilización del recurso iluminación

La utilización de la iluminación solar puede significar un gran aporte a la reducción de costos asociados al

sistema de iluminación. Para aprovechar este recurso, se recomienda tanto en las etapas de diseño y como

en aquellas que buscan mejorar el rendimiento energético de una instalación la consideración de las

siguientes medidas:

Instalar tragaluces en los almacenes.


7-9

Instalar tragaluces en construcciones nuevas.

Diseñar esquemas de luz natural en las nuevas construcciones.

Bajo este mismo punto, debe considerarse la mejor utilización del recurso que ya está disponible, es decir, el

sistema de iluminación que ya se encuentra instalado. Con el fin de garantizar la calidad de la luz que este

sistema entrega, debe realizarse un correcto plan de mantenimiento (limpieza, reemplazo de lámparas)

Utilización de diseños eficientes

El diseño eficiente de los puntos de luz permitirá una mejor distribución de la luz tanto al interior, como al

exterior de una instalación. Esto no considera sólo el emplazamiento de las luminarias, sino que debe

incluirse a este diseño la utilización de tecnologías eficientes, permitirán la optimización completa del

sistema de iluminación.

7.4 EVALUACIÓN DE LAS VARIABLES QUE AFECTAN LA EE EN ILUMINACIÓN

El aprovechamiento correcto de la energía consumida está asociado a una gran cantidad de supuestos y

criterios, entre los que se pueden contar: la instalación eléctrica del lugar, utilización de luz natural, tipo de

uso de la habitación, etc. Debido a esto, es aconsejable distribuir la instalación en zonas distintas y generar

circuitos diferentes para cada una de ellas, esto permitirá definir correctamente soluciones ideales para

cada una de las secciones de forma independiente.

Con respecto a los elementos a considerar en el desarrollo de un proyecto de iluminación eficiente, será

necesario poner énfasis en lo siguiente:

a) Lámparas

Índices de eficacia recomendados

b) Luminarias

Índices de rendimiento de luminarias recomendados. Generalmente, éste corresponderá a

un 60% hacia el hemisferio inferior en zonas de alto uso.

c) Equipos auxiliares

Índices de consumo propio de los equipos.

Equipos recomendados para cada caso y uso (balastos electrónicos, reflectores, etc.)

d) De la zona a iluminar

Valores de reflexión recomendados.

Ubicación de las luminarias para evitar deslumbramientos.

Regulación de la iluminación artificial según el aporte de luz natural por ventanas,

tragaluces o equivalentes.

Factores de utilización.

e) Administración general de la energía

Regulación y control de la demanda del usuario mediante interruptores manuales,

potenciómetros o controles a distancia.

Control automático del encendido y apagado según indicador de presencia en la zona a

iluminar.

Regulación y control por sistema centralizado de gestión energética.

Seguimiento de planes de mantenimiento por control de horarios de funcionamiento.


7-10

Control de costos y consumos, seguimiento de la tarificación utilizada.

f) Mantenimiento

Aplicación de gestores energéticos, que incluyan listados de equipos y sus

especificaciones, programas de limpieza y recambio de lámparas y luminarias,

mantenimiento de superficies.

Factores de mantenimiento.

Índices IP recomendados.

7.4.1 INFORMACIÓN A RECOPILAR Y MEDICIONES RECOMENDADAS PARA EL CORRECTO

DESARROLLO DE UN PROYECTO DE ILUMINACIÓN

Cada proyecto de iluminación presenta características únicas, entre las que se puede contar el tipo de uso,

horas de uso, necesidades propias de la instalación, etc. En la tabla siguiente, se presentan sugerencias de

cálculos a realizar o considerar al momento de dimensionar una instalación.

Tabla 7.3 Información a considerar al dimensionar la instalación de iluminación.

Información Descripción o forma de cálculo

Índice K de la zona a iluminar 𝐾 =

𝐿 × 𝐴

𝐻 × (𝐿 + 𝐴)

L: Largo; A: Ancho; H: Distancia del plano de trabajo a las luminarias.

Número de puntos considerados para realizar mediciones en la zona

a) 4 puntos si 𝐾 < 1 b) 9 puntos si 2 > 𝐾 > 1 c) 16 puntos si 3 > 𝐾 > 2 d) 25 puntos si 𝐾 > 3

Factor de mantenimiento (Fm) y Factor de Utilización (Fu)

Corresponden a variables asociados al tiempo de utilización de las lámparas y su necesidad de limpieza y mantención, lo que influye finalmente en los costos finales.

Iluminancia media horizontal mantenida (Em) Corresponde al promedio de las iluminancias medidas de acuerdo al número de puntos obtenido anteriormente.

Índice de deslumbramiento unificado (UGML) Descrito en sección 7.1

Índice de reproducción cromática (Ra) Descrito en sección 7.1.1

Indicador: Valor de eficiencia energética de la Instalación (VEEI)

𝑉𝐸𝐸𝐼 =𝑃 × 100

𝑆 × 𝐸𝑚

S: Superficie Iluminada; Em: Iluminancia media; P: Potencia total instalada en lámparas y equipos auxiliares.

Potencia total de la instalación, incluyendo equipos auxiliares

Considerar lámparas y todo equipo asociado a ellas que sea utilizado para la generación de luz.

Sistemas de control y regulación utilizados Al igual que los equipos auxiliares, estos equipos utilizan energía y debe ser considerada en los cálculos finales de consumo y ahorro.

Índice de Protección IP necesitado Descrito en sección 7.1.1

7.4.2 PROCEDIMIENTO PARA LA REALIZACIÓN DE UN PROYECTO DE ILUMINACIÓN

EFICIENTE


7-11

Para la realización de un proyecto de iluminación eficiente será necesario planificar adecuadamente según

los siguientes pasos y criterios:

1. Realizar un inventario de los elementos del sistema de iluminación, que incluya, como mínimo,

información del área en que se encuentran, tipo de equipo y balasto utilizado, consumo en watts,

cantidad instalada y número de horas de uso diario. En este punto, también se deben considerar

los transformadores destinados a iluminación, cuya información debe incluir el sector en que se

encuentran, potencia (kVA), cantidad instalada y las mediciones asociadas a éste (Voltaje,

Amperes, Potencia, Energía).

2. Con la ayuda de un luxómetro, medir y documentar los niveles de lux en distintas locaciones de la

planta a la altura de trabajo, realizando mediciones de día y noche, considerando el número de

lámparas encendidas durante las mediciones.

3. Utilizando un medidor de carga, medir y documentar el voltaje, corriente, factor de potencia y

consumo energético en diversos puntos de conexión. Identificar los paneles de distribución o los

transformadores utilizados por el sistema de iluminación de la misma forma en que fueron

identificados durante el inventario o auditoría.

4. Comparar los valores de lux medidos con valores estándar para obtener una referencia e identificar

zonas sub iluminadas y sobre iluminadas.

5. Recolectar y analizar la tasa de falla de las lámparas y balastos instalados y calcular la vida útil

esperada a partir de los datos.

6. Basadas en la información recolectada, proponer opciones de mejoras, entre las cuales pueden

contarse:

a. Maximizar la utilización de luz de día mediante el uso de tragaluces, techumbres

transparentes, etc.

b. Analizar la posibilidad de reemplazar las lámparas y luminarias existentes por otras de

mayor eficiencia, considerando además índices Ra y vida útil.

c. Reemplazar los balastos magnéticos por otros de mayor eficiencia, considerando vida útil

y factor de potencia en conjunto con las pérdidas energéticas.

d. Seleccionar los colores interiores para lograr una reflexión óptima de la luz.

e. Modificar la distribución de la instalación de iluminación con tal que sea óptima para la

planta.

f. Considerar la utilización de controles de iluminación independientes para áreas

específicas.

g. Instalar reguladores y controladores para el voltaje de entrada en zonas que presenten

altas fluctuaciones, esto mejorará la eficiencia energética y la vida útil de las lámparas y el

sistema en general.

h. Reemplazar los displays ubicados en paneles de control y áreas de instrumentación que

funcionen en base a lámparas y resistencias por otros más eficientes, que funcionen, por

ejemplo, con LEDs.

En la figura siguiente se muestra el procedimiento guía para la realización de proyectos de iluminación

eficiente, cuyo objetivo será conseguir una eficiencia energética adecuada para la instalación.


7-12

Definición del Espacio o

zona a iluminar

Parámetros de Iluminación

Recomendado

Clase de DeslumbramientoÍndice de Reproducción

CromáticaIluminancia Media

Mayor eficiencia

Mayor vida útil

Distribución fotométrica

Mayor rendimiento %

Sistema de montaje

Selección del tipo de

luminaria

Selección del tipo de lámpara

y equipo

Cálculo del Nº de luminarias

y distribución

Estimación del IEE

Sistemas de control y

regulación

Características constructivas

del espacio

Selección tipo de sistema de

alumbrado

Si IEE > 4,5

Figura 7.6: Esquema de procedimiento para proyecto de Iluminación Eficiente

7.4.3 USO DE SOFTWARE DE DISEÑO DE ILUMINACIÓN INTERIOR

Actualmente, existen aplicaciones que permiten combinar el conocimiento del consultor con elementos

propios de la arquitectura del lugar a iluminar, facilitando y disminuyendo los tiempos de cálculo para quien

los utilice de forma correcta. Estos programas son capaces de generar comparaciones entre distintas

tecnologías, considerando distribuciones fotométricas, tipos de luminarias, elementos de ambientación,

generar modelos 3D, etc. Generalmente, este tipo de software es suministrado directamente por las

empresas fabricantes de los equipos de iluminación, y, a pesar de ser personalizables, y permitir incorporar

equipos desarrollados por otras empresas, sus fortalezas y limitaciones estarán enfocadas a los equipos

propios de cada compañía. Entre los software más conocidos se pueden mencionar Visual, Dialux, Prolite,

Aidolux, entre otros.

Ventajas de la utilización de Software:

Permite la utilización de una amplia variedad de marcas y tecnologías (importación de archivos

fotométricos- IES)

Genera mediciones a partir de modelos

Incluye una amplia gama de texturas y herramientas de diseño

Actualmente incluyen herramientas económicas que permiten la comparación directa entre

tecnologías a lo largo de la vida útil de la medida

Permiten la interacción entre distintos tipos software de diseño ya instaurados en el mercado (CAD)


7-13

La principal limitante de la instalación de un sistema de iluminación está asociada a la distribución de las

lámparas. Por otra parte, en muchos casos, en los que se realicen mejoras a instalaciones ya existentes, no

se consideran modificaciones a la distribución de la red eléctrica, lo que definirá finalmente el

emplazamiento de las luminarias en el lugar.

Utilizando una de estas aplicaciones para realizar una comparación básica, se considera el caso de un galpón

de almacenamiento con las siguientes características:

Datos

Largo: 100 m

Ancho: 18 m

Altura: 10 m

Número de luminarias: 32

Altura del plano de trabajo: 0,8 m

Iluminancia requerida: 300 lx

Horas de operación diaria: 24

Días de operación a la semana: 7

Costo energía: 55,37 $/KWh

Tipo de iluminación original: Vapor de Mercurio

Figura 7.7: Datos de galpón de almacenamiento

Introduciendo los datos y modelando el sistema, es posible obtener el costo energético anual y la evolución

de los costos a lo largo de períodos determinados, considerando variables como la vida útil, costos de

mantención e instalación, etc.

A modo de ejemplo, se ha modelado un caso básico comparando lámparas de vapor de mercurio, inducción

magnética y LED, cuyo costo energético anual y gráfico asociado se presentan a continuación.

Tabla 7.4: Datos y Cálculos para galón de almacenamiento

Información Vapor de Mercurio Inducción Magnética LED

Potencia [W] 400 200 150

Potencia del Sistema [W] 480 240 150

Precio lámpara [$]/unidad 17.617 37.751 -

Precio Luminaria [$]/unidad - 75.501 125.835

Consumo Total Anual [$] 6.984.265 3.724.941 1.552.059

Nota: No se tomas en cuenta los precios de las luminarias de vapor de mercurio, debido a que se asume que

estos equipos ya están instalados. Por otra parte se ha considerado que los equipos LED incluyen luminaria y

lámpara en un único equipo de diseño sellado, razón por la cual no se asumen precios independientes.

Finalmente, se debe tomar en cuenta que la vida útil, precios y consumos dependerán de la calidad de los

equipos, por lo que cada caso y comparación deben ser definidos individualmente.


7-14

Figura 7.8: Gráfico comparativo para los costos totales de cada tecnología

La distribución de las lámparas y los puntos de mayor iluminancia se pueden observar en la figura siguiente.

Figura 7.9: Distribución y puntos de mayor iluminancia para galpón de almacenamiento

7.5 EJEMPLO PRÁCTICO DE ILUMINACIÓN

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

1.0

00

5.0

00

9.0

00

13

.00

0

17

.00

0

21

.00

0

25

.00

0

29

.00

0

33

.00

0

37

.00

0

41

.00

0

45

.00

0

49

.00

0

53

.00

0

57

.00

0

61

.00

0

65

.00

0

69

.00

0

73

.00

0

77

.00

0

81

.00

0

85

.00

0

89

.00

0

93

.00

0

97

.00

0

10

1.0

00

10

5.0

00

10

9.0

00

Co

sto

s [$

]

Horas de uso [h]Vapor de Mercurio 400 W LED 150 Induction 200 W


7-15

Situación

Se debe iluminar una sala de clases de dimensiones 4 m. de ancho por 6 m. de alto por 2,6 m. de alto con

luminarias tipo “downlight” con dos lámparas fluorescentes (descritas en el ejemplo).

La sala cuenta con paredes de yeso blanco, suelo de baldosa gris oscuro y techo falso de placas de cartón-

yeso acústico perforadas.

Determinar el número de luminarias que se necesitan y la forma en que deben ser distribuidas para obtener

un nivel adecuado de iluminación uniforme.

Levantamiento de información y mediciones

Dimensiones del local:

a (ancho)=4m

b (largo)=6m

c (alto)=2,6m

Altura plano de trabajo: h’=0,85m (depende de la actividad)

Usando h=H-h’, se calcula el índice de local:

Nivel de iluminancia media requerido para la actividad:


7-16

* Valor coherente con la normativa chilena (DS 594)

Tipo luminaria

Coeficientes de reflexión

Los valores más comunes son:

Techo=0,5

Paredes=0,3

Suelo=0,1

Tipo de lámpara: 2x TCTELI 32W GX24q3 2400 lm RE

Flujo luminoso de dos lámparas=4800 lm

Usando k y los coeficientes de reflexión se obtiene el factor o coeficiente de utilización


7-17

Al no haber una lectura directa de la tabla, se interpolan los valores

Dado que es un porcentaje, Fu=0,96

Se considera un factor de mantenimiento de un establecimiento limpio

Cálculos:

Finalmente, el cálculo flujo luminoso total necesario para la sala del problema sería el siguiente:

Para determinar el número de luminarias, se utiliza los flujos luminosos

Bajo este concepto, será necesario utilizar luminarias con 2 lámparas en su interior.

Distribución de las luminarias.

Dado que se requieren 2 luminarias, se calcula la distribución a lo ancho y largo de la sala


7-18

La distribución de las luminarias queda de la siguiente forma:

Notar que la distancia pared-luminaria debe ser la mitad de la distancia entre luminarias.

Finalmente, dependiendo del tipo de luminaria y las características del local, se comparan estos valores con

la distancia máxima entre luminarias:


7-19

Dado que h=1,75m y e=3m, se cumple la condición de distancia máxima.

Comprobación

Para comprobar los cálculos, se utiliza la ecuación siguiente:


1) Al realizar un inventario de los elementos del sistema de iluminación, que se debe incluir como

mínimo:

Respuesta:

Información del área en que se encuentran, tipo de equipo y balasto utilizado, consumo en Watts,

cantidad instalada y número de horas de uso diario. En este punto, también se deben considerar

los transformadores destinados a iluminación, cuya información debe incluir el sector en que se

encuentran, potencia (kVA), cantidad instalada y las mediciones asociadas a éste (Voltaje,

Amperes, Potencia, Energía).

2) En una planta industrial, se evalúa reemplazar 100 focos de bombillas de luz incandescente de 60 W ,

por lámparas fluorescentes compactas de 12 W (presentan un mejor rendimiento) distribuidas en un

área de trabajo de longitud 15m y ancho 10m; las que tendrían una altura de montaje desde el plano

de trabajo de 2,4m, manteniendo 900[lux] de iluminancia promedio. Calcular lo siguiente para 4000

horas de operación por año:

a) Los KWh anual ahorrados, los KVAh ahorrados.

b) Reducción de costos.

c) Inversión hecha al realizar el cambio y el tiempo de recuperación al hacer éste cambio.

Asumir un costo de la energía en $43/KWh, $2700 al mes por kVA de demanda, costo por ampolleta

incandescente de $108 y el costo por lámpara fluorescente de $1085 (vida útil amp. incandescente=

1000 horas; vida útil lamp. fluorescentes =4000hrs).

Respuesta:

a) Los KWh anual ahorrados: 19.200[KWh/año]

Los KVAh ahorrados: 16.000[KVAh/año]

b) Reducción de costos: $955.200

c) Inversión hecha al realizar el cambio:$65.300

Tiempo de recuperación al hacer cambio: 0,8 meses


7-20




[2] National Institute of Building Sciences , Whole Building Design Guide, www.wbdg.org

[3] European Lamp Companies Federation, sitio Web www.elcfed.org

[4] European Comission: Energy, Promotion of Efficient Lighting, www.sustenergy.org

[5] Electricity for Europe, Sitio Web, www2.eurelectric.org

[6] European Foundation for the Improvement of Living and Working Conditions, Sitio Web,

www.eurofound.europa.eu

[7] National Resources Canada, Lighting Reference Guide – Understanding the Theory, oee.nrcan.gc.ca

[8] Wisconsin Energy Efficiency and Renewable Energy Resource, Lighting , www.uwex.edu

[9] James C. Elledge, Tricks Of The Trade: Color Temperature Recommendations, Today's Facility

Manager (2010)

[10] Philips Ibérica, Código Técnico de la Edificación y otras normas relacionadas con el alumbrado,

España (2006)

[11] IDAE, Guía Técnica de Eficiencia Energética en Iluminación. Oficinas, España (2001)

[12] IDAE, Guía Técnica de Iluminación Eficiente. Sector Residencial y Terciario. España (2006)

8-1

8. MOTORES ELÉCTRICOS

Los motores son máquinas eléctricas que permiten convertir la energía eléctrica en energía mecánica por la

interacción entre los campos magnéticos que se generan entre el estator y los bobinados del rotor.

Independiente del tipo de motor, todos poseen las mismas características constructivas y componentes

funcionales:

Estator (bobinas estacionarias)

Rotor (bobinas de rotación)

Cojinetes

Carcasa.

Los motores eléctricos industriales se pueden clasificar entre motores de inducción, motores de corriente

continua y motores sincrónicos.

Motores de inducción

Los motores de inducción (también conocidos como “motor jaula de ardilla”, debido a la forma de

construcción del rotor) son el principal tipo de motor utilizado en aplicaciones industriales. En los motores

de inducción, el campo magnético producido por el estator induce una corriente en el rotor, lo cual produce

un segundo campo magnético, que trata de oponerse al campo magnético del estator, lo cual hace que el

rotor gire.

El alto uso de este tipo de motor en la industria, se debe a que su forma de construcción, sin contactos ni

bobinas en el rotor, hace de éste un motor robusto y fiable. Estos motores pueden encontrarse accionando

bombas, sopladores y ventiladores, compresores y correas transportadoras. El motor de inducción trifásico

tiene tres bobinados, cada uno conectado a una fase de la fuente de alimentación.

Potencia eléctrica del motor trifásico: 𝑃𝑒 = 3 ∙ 𝑉 ∙ 𝐼 ∙ 𝑐𝑜𝑠 ∅

Potencia mecánica del motor trifásico: 𝑃𝑚 = 3 ∙ 𝑉 ∙ 𝐼 ∙ 𝑐𝑜𝑠 ∅ ∙ 𝜂

Donde:

Pe: Potencia eléctrica del motor trifásico en [Kw]

Pm: Potencia mecánica del motor trifásico en [Kw]

V: Voltaje RMS entre líneas de las tres fases [Volts].

I: Corriente RMS de las tres fases [A].

cos: Factor de potencia (adimensional).

η: eficiencia del motor.

Motores de corriente contínua.

Como su nombre indica, funcionan con corriente continua. Estos motores se suelen utilizar en aplicaciones

específicas, donde es necesario un alto torque a la partida, o una aceleración suave sobre una amplia gama

de velocidades.


8-2

Potencia eléctrica del motor de corriente contínua: 𝑃 = 𝑉 ∙ 𝐼

Motores sincrónicos

Para este tipo de motores, es necesario conectar una fuente de alimentación alterna trifásica en los

terminales de alimentación del estator. A su vez, el rotor es alimentado por corriente continua de una

fuente independiente. De este modo, el campo magnético del rotor queda alineado al campo rotatorio del

estator, girando a la misma velocidad. La velocidad de giro del rotor depende de la frecuencia de

alimentación y del número de polos magnéticos en el estator.

Mientras que los motores de inducción rotan con un deslizamiento, es decir, con menores revoluciones por

minuto que la velocidad síncrona, este tipo de motor gira sin deslizamiento, es decir, las RPM son iguales a

la velocidad de sincronismo, la cual depende únicamente de la frecuencia de alimentación, y del número de

polos.

8.1 FLUJOS DE ENERGÍA EN MOTORES ELÉCTRICOS

En un motor eléctrico ideal los flujos de energía debiesen ser tales que exista la energía eléctrica entregada

al motor, sea entregada como energía mecánica a la carga por medio del eje, en su totalidad. Sin embargo

existen pérdidas asociadas a los equipos eléctricos. Estos flujos de energía se presentan en la siguiente tabla:

Descripción Factores claves para evaluar el flujo

Instrumentos para evaluar flujo

Entrada de energía primaria, eléctrica

factor de carga Medidor de potencia

Pérdidas eléctricas en devanados y otras partes de la maquinaria

Deslizamiento en el rotor Contador de revoluciones

Pérdidas producidas en los circuitos magnéticos, o pérdidas en el hierro

Histéresis y corrientes de eddy en acero laminado en el rotor y estator

Medidor de potencia, multímetro

Pérdidas mecánicas debidas a rozamientos y ventilación.

Potencia consumida por el ventilador de la máquina , perdidas en descansos y sellos

Medidor de potencia



8-3

Figura 8.1: Flujos de energía en un motor eléctrico. Fuente: Elaboración propia.

Pérdidas Fijas

Se denominan Pérdidas Fijas a las pérdidas en el núcleo magnético y las asociadas al roce del eje mecánico y

las pérdidas de fricción con el aire.

Las pérdidas en el núcleo magnético (a veces llamado pérdidas en el hierro) constan de corrientes de

Foucault y pérdidas de histéresis en el estator.

Varían con el material del núcleo, la geometría, la tensión y la frecuencia de la potencia eléctrica de entrada.

Las pérdidas por fricción y resistencia aerodinámica son causadas por la fricción en los cojinetes del motor y

las pérdidas aerodinámicas se asocian con el ventilador y otras partes giratorias

Pérdidas variables

Consisten en pérdidas vinculadas con la resistencia en el estator, la resistencia de las barras o bobinado del

rotor y misceláneos.

La resistencia al flujo de corriente en el estator y el rotor generan calor, el cual es proporcional a las

corrientes y a la resistencia del material

Las pérdidas parásitas surgen de una variedad de fuentes y son difíciles de calcular o medir directamente,

aunque generalmente son proporcionales al cuadrado de la corriente del rotor dado que se asocian a

corrientes que circulan por diferentes partes de la máquina.

Las pérdidas más importantes son: las asociadas a la resistencia y corriente por el estator, a la resistencia y

corriente por el rotor y al roce mecánico.


8-4


labor del auditor de eficiencia energética conocer las características de estos flujos en la planta a ser

estudiada.

Figura 8.2: Diagrama Sankey de un motor eléctrico. Fuente: Elaboración propia

Pcu: Pérdidas eléctricas en devanados y otras partes de la maquinaria.

Pfe: Pérdidas producidas en los circuitos magnéticos, o pérdidas en el hierro.

Pmec: Pérdidas mecánicas debidas a rozamientos y ventilación. También se incluye en este grupo aquellas

originadas por el roce en los cojinetes, del aire y de las escobillas, así como la potencia absorbida por el

ventilador.

8.2 OPORTUNIDADES DE MEJORA DE EE EN MOTORES ELÉCTRICOS





auditor:

¿La energía demandada es la que efectivamente se necesita? ,¿Las potencias de los equipos

corresponden a las realmente requeridas?

¿Es posible mejorar el desempeño de los equipos o sistemas? ¿Se están utilizando tecnologías

eficientes? ¿Es posible modificar variables que permitan una mejor operación?



continuación.


8-5


Evaluar el tipo de motor que se utiliza.

Si la frecuencia del voltaje de alimentación de un motor de jaula de ardilla es fija, su velocidad también lo

será. Si por el contrario, se utilizara un motor de anillos, el cual permite variar la velocidad utilizando la

resistencia del rotor, será de velocidad también variará, pero su eficiencia disminuirá a velocidades bajas.

La combinación motor de jaula de ardilla con frecuencia y voltaje de alimentación variable es considerada la

más eficiente, puesto que permite al usuario puede elegir la velocidad que requiere. Gran parte de las

ineficiencias actuales están asociadas a motores que funcionan con baja carga y alta velocidad. El solo hecho

de bajar la velocidad, por ejemplo, a la mitad, permitirá ahorrar la mitad de la potencia.

Evaluar pérdidas.

Evaluar las pérdidas fijas (independientes de la carga del motor) y las pérdidas variables (dependientes de la

carga del motor). Una correcta evaluación permitirá definir un correcto plan de funcionamiento a utilizar

durante el ciclo de trabajo y/o el recambio de equipos.

Verificar el par requerido por la carga.

Debe verificarse la relación entre el par nominal del motor y su par de arranque (par de rotor bloqueado) y

lo requerido por la carga al partir, durante los períodos de aceleración y en régimen.

Para evitar pérdidas energéticas, debe determinarse la adecuada relación entre el ciclo de trabajo y la

potencia del motor.

Verificar las condiciones ambientales

Debe seleccionarse el diseño de motor de acuerdo a la labor que se requiera cumplir y las condiciones

ambientales preponderantes en el área de trabajo, por ello, existen diseños especiales dependiendo de

medio en que sean utilizados (corrosivos, polvo, con altas temperaturas, en espacios físicos restringidos,

etc).

Evaluación de la carga

La evaluación de la carga a mover determina la capacidad del motor que debe seleccionarse en una posible

sustitución. Al momento de realizar una evaluación económica, debe considerarse la ganancia incremental

asociada al nivel de eficiencia alcanzable mediante este reemplazo (los motores más grandes tienen

intrínsecamente una mayor eficiencia que los motores más pequeños). De cualquier forma, el potencial de

ahorro debe ser evaluado caso por caso, y bajo este mismo concepto, debe evaluarse la función que cumple

el motor, verificar su frecuencia de conmutación (generalmente dictada por el proceso), y su demanda

energética, de forma que la evaluación tenga un carácter completo.




8-6

Equilibrar cargas y voltaje

Chequear desequilibrios de voltaje. La condición en la que las tensiones en las tres fases no son iguales,

puede ser aún más perjudicial para el rendimiento del motor y la vida del motor.

Equilibrar las cargas monofásicas en partes iguales entre las tres fases, de la misma forma, en caso de

concentrar las cargas en una única fase, ésta debiera separarse y equilibrarse en fases distintas.

Verificar las condiciones de seguridad y mantenimiento

Asegurar que el cableado en el sistema de distribución cumpla con los estándares necesarios, esto evitará

sobrecalentar el sistema y disminuirá los riesgos de fallas e incendios.

Chequear que el mantenimiento de los equipos sea el adecuado, esto permitirá reducir los riesgos de fallas.

Cabe recalcar que un correcto plan de mantenimiento (preventivo) extenderá la vida útil de los equipos.

Revisar el rendimiento de los equipos

Chequear el rendimiento del motor mediante una metodología práctica de terreno. En este caso, resultan

particularmente útiles las pruebas en vacío, carga parcial y carga completa, donde se comprueba el consumo

eléctrico del motor y su rendimiento.

Comprobar que el nivel de carga del motor sea el óptimo (fabricantes de equipos tienden a utilizar un factor

de seguridad grande en los motores). Esta situación se encuentra asociada al dimensionamiento original del

motor, puesto que, cada motor tiene su nivel de carga óptimo, el cual se encuentra detallado en la curva de

carga provista por el fabricante.

Equipos especiales

Chequear cualquier condición especial de arranque que pudiera significar el diseño o utilización de un motor

especial. En ciertos casos, la selección del motor estará limitada por la función que éste desempeñará

dentro de la cadena de producción, por ello, deben considerarse todas las opciones disponibles antes de

definir el equipo a adquirir/utilizar.


ENERGÉTICO

Optimizar el consumo energético

Cuando se tiene sobredimensionamiento, generalmente se recomienda su sustitución por modelos de

mayor eficiencia. Esta situación se repite generalmente para motores que operan a 60 - 70% de la capacidad

óptima definida por el fabricante, generando consumos excesivos de energía. Bajo el mismo concepto

anterior, instalar cargas dimensionadas para una eficiencia óptima.

Comprobar si hay condiciones de voltaje desbalanceado y sobrevoltaje. Una tensión desequilibrada puede

reducir 3 a 5% de la potencia de entrada del motor.

Mantener condiciones técnicas favorables


8-7

Los motores de alta eficiencia ofrecen de 4 - 5% de eficiencia mayor que los motores estándar. De la misma

forma, la utilización de motores síncronos puede mejorar la eficiencia y el factor de potencia.

Comprobar la alineación del motor y la ausencia de vibraciones mecánicas anormales. Este tipo de fallas

puede aumentar la temperatura, generar alteraciones y, en casos extremos, dañar definitivamente el

equipo.

Para los casos en que los motores sean rebobinados, se debe exigir la medición aproximada de la eficiencia.

Esta medición debería, al menos, contener la medición de la resistencia del estator, el consumo del motor

en vacío y la velocidad del motor a plena carga mecánica (Si el rebobinado no se hace correctamente, la

eficacia puede reducirse en un 5% - 8%)

Limitantes económicas

A pesar de que una evaluación técnica pudiera sugerir que la utilización de motores eficientes optimizaría el

consumo energético, este tipo de motores debería incorporarse sólo cuando se justifique a nivel económico.

Cuando los motores son escasamente utilizados, será muy difícil justificar la inversión en un reemplazo de

estos. Para estos casos, se ajustaría mejor la corrección de la política de compra y reemplazo de equipos, de

forma que estas situaciones no se repitan a futuro.

Proporcionar una ventilación adecuada. (Por cada aumento de 10 ° C en la temperatura de funcionamiento

del motor con respecto a la máxima recomendada, la vida útil del motor se calcula que se reduce a la mitad).

8.3 EVALUACIÓN DE LAS VARIABLES QUE AFECTAN LA EE EN MOTORES ELÉCTRICOS

La eficiencia de un motor está determinada por las pérdidas intrínsecas que se pueden reducir sólo

mediante cambios en el diseño del motor. Éstas se dividen en dos tipos:

Pérdidas en vacío: las cuales son independiente de la carga en el motor.

Pérdidas variables: las cuales dependen de la carga del motor.

Las pérdidas en vacío son las pérdidas en el núcleo magnético, y las pérdidas de fricción y roce del viento.

Las pérdidas en el núcleo magnético (también llamadas pérdidas en el hierro) consisten en las pérdidas por

corrientes de Foucault e histéresis en el estator. Estas pérdidas varían con el material del núcleo y su

geometría, y de la tensión de entrada.

Las pérdidas por fricción son causadas en los cojinetes del motor, y las pérdidas por roce del viento están

asociadas a la aerodinámica del motor, el ventilador acoplado a éste, y otras piezas que rotan.

Las pérdidas variables se deben a las resistencias propias del estator y del rotor, y diversas pérdidas

parásitas. Las resistencias a la corriente, producidas en el estator el rotor, tienen como efecto la generación

de calor en estas piezas del motor, la cual es proporcional a la resistencia del material, y de la corriente (I2R).

A su vez, las pérdidas parásitas derivan de una variedad de causas, lo cual dificulta su cuantificación, ya sea

mediante mediciones directas o estimación de cálculos, pero son generalmente proporcionales al cuadrado

de la corriente del rotor.


8-8

Las pérdidas en función de la carga del motor, también dependen de su diseño. A una baja carga en el

motor, su eficiencia y su factor de potencia, decrecen dramáticamente.

8.3.1 VELOCIDAD DEL MOTOR

La velocidad de un motor, es el número de giros realizados por el rotor en un plazo determinado de tiempo.

El coeficiente más utilizado son las revoluciones por minuto (RPM). La velocidad de un motor de corriente

alterna depende de la frecuencia de la red eléctrica y el número de polos para los cuales se enrolla el motor.

La velocidad de sincronismo en RPM viene dada por la siguiente ecuación, donde la frecuencia está en Hertz

o ciclos por segundo:

𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑆𝑖𝑛𝑐𝑟ó𝑛𝑖𝑐𝑎 (𝑅𝑃𝑀) = 120 ∙ 𝐹𝑟𝑒𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑅𝑒𝑑

𝑁º 𝑃𝑜𝑙𝑜𝑠

Dado que la red eléctrica nacional tiene una frecuencia de 50 Hz, entonces los motores tienen velocidades

sincrónicas de 3000 / 1500 / 1000 / 750 / 600 / 500 / 375 RPM, correspondiendo a 2, 4, 6, 8, 10, 12, 16 polos

(siempre par).

Para el caso del motor de inducción, la velocidad real con la que el motor gira, siempre será menor que la

velocidad síncrona. La diferencia entre la carga y la velocidad de sincronismo completo es llamado

deslizamiento y se mide en porcentaje. El deslizamiento se calcula utilizando la siguiente ecuación:

𝐷𝑒𝑠𝑙𝑖𝑧𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 % =𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑠í𝑛𝑐𝑟𝑜𝑛𝑎 − 𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑎 𝑃𝑙𝑒𝑛𝑎 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎

𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑠í𝑛𝑐𝑟𝑜𝑛𝑎∙ 100

Según el párrafo anterior, la velocidad de un motor de corriente alterna se determina por el número de

polos del motor y por la frecuencia de entrada. También se puede ver que, en teoría, la velocidad de un

motor de corriente alterna se puede variar infinitamente cambiando la frecuencia eléctrica de alimentación.

Por lo tanto, entre las instrucciones del fabricante, se deben especificar los límites prácticos de variación de

velocidad. Mediante el uso de un variador de frecuencia (VDF), la velocidad de giro de un motor puede ser

aumentada y disminuida según las necesidades.

Potencia mecánica.

A un eje que gira a una velocidad angular, [rad/seg] mientras se le está aplicando un torque T [N-m],

implica que el eje está entregando una potencia mecánica P [Kw].

La potencia mecánica en el eje del motor está relacionada con el Torque por la siguiente expresión:

𝑃𝑚 = 𝜏 ∙ 𝜔

Donde:

Pm: Potencia mecánica en el eje del motor [Kw]

T: torque desarrollado por el motor a cualquier velocidad. [N-m]

ω: velocidad angular *rad/seg+.

Dos atributos importantes en cuanto refiere al uso eficiente de la electricidad que consumen los motores de

inducción son:


8-9

La eficiencia del motor (η): definida como el cuociente entre la energía mecánica entregada en el

eje de rotación, y la energía eléctrica suministrada en sus terminales.

𝜂 =𝑃𝑚𝑒𝑐á𝑛𝑖𝑐𝑎

𝑃𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎=

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 − 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎

El factor de potencia (FP).

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 = cos ∅ =𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐴𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑘𝑊

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐴𝑝𝑎𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑘𝑉𝐴

Los motores, al igual que otros tipos de máquinas de naturaleza inductiva, se caracterizan por factores de

potencia inferior a uno. Como resultado, el consumo de corriente total necesaria para entregar la misma

potencia activa, es mayor que la de una máquina caracterizada por un factor de potencia más alto. Un

efecto importante de la operación con un factor de potencia menor a uno, es que las pérdidas en los

conductores aguas arriba del motor, serán mayores, debido a que dichas pérdidas son proporcionales al

cuadrado de la corriente. Por lo tanto, un valor lo más cercano posible a la unidad, tanto para la eficiencia

como para su factor de potencia, son valores deseados para el funcionamiento eficiente de una planta.

En el caso que la carga mecánica del motor se reduzca, la magnitud correspondiente a la potencia activa se

verá reducida, mientras la componente de la corriente de magnetización (asociada a la potencia reactiva),

no sufre mayores variaciones, con lo cual el factor de potencia del motor se reduce, al reducir la carga

aplicada. Los motores de inducción, especialmente las que operan por debajo de su capacidad nominal, son

la razón principal de bajo factor de potencia en los sistemas eléctricos.

Los motores de jaula de ardilla son normalmente más eficientes que los motores de anillos rozantes; y los

motores que giran a una alta velocidad, son normalmente más eficientes que motores que giran a bajas

velocidades. La eficiencia también depende de la temperatura del motor. Un motor completamente sellado,

enfriado por ventilación forzada (TEFC), es más eficientes que aquellos motores sellados a prueba de

salpicaduras de agua (SPDP). Así también, como sucede con la mayoría de los equipos, la eficiencia aumenta

cuando se incrementa su capacidad nominal.

Pruebas en terreno para determinar la eficiencia

Prueba en vacío: El motor funciona a voltaje y frecuencia nominales, sin carga mecánica en el eje. Los

valores eléctricos de entrada de potencia, corriente, frecuencia y voltaje se registran. El factor de potencia

del motor en vacío es bastante bajo y por lo tanto se requiere el uso de wattmetros. A partir de la potencia

de entrada medida, se le restan las pérdidas I2R del estator funcionando en vacío, para obtener las pérdidas

correspondientes a la fricción y al roce del viento, además de las pérdidas en el núcleo. Para separar las

pérdidas del núcleo de las pérdidas por fricción y roce aerodinámico, se puede repetir la prueba variando el

voltaje de alimentación. Mediante esta técnica experimental, se puede graficar la potencia de entrada en

vacío registrada versus el voltaje aplicado. Las pérdidas por fricción y roce aerodinámico corresponden a la

intersección del gráfico obtenido.

Pérdidas del estator y del rotor (I2R): La resistencia del bobinado del estator se puede medir directamente

por un puente de Wheatstone. La resistencia debe ser corregida según la temperatura de funcionamiento.

En motores modernos, la temperatura de funcionamiento se encuentra normalmente entre 100° C y 120° C,

con lo cual es necesario corregir el valor medido. El factor de corrección se da de la siguiente manera:


8-10

𝑅𝑂𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖 ó𝑛

𝑅𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑎

=235 + 𝑇𝑂𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖 ó𝑛

235 + 𝑇𝐴𝑚𝑏𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒

La resistencia del rotor se puede determinar a partir de la prueba del rotor bloqueado, utilizando una

frecuencia de alimentación reducida, pero las pérdidas I2R dependen del deslizamiento del rotor.

Pérdidas I2R Rotor=Deslizamiento∙ Potencia Entrada estator-Pérdidas I2R Rotor-Pérdidas Núcleo

Una medición precisa del deslizamiento es posible obtenerla mediante un estroboscopio o un tacómetro

óptico (sin contacto directo con el motor).

Pérdidas parásitas con carga en el motor: Estas pérdidas son difíciles de medir con precisión. El estándar

IEEE 112 ofrece un método complicado, el cual rara vez se utiliza. Los estándares IS e IEC adoptan un valor

de 0,5% de la entrada del motor. El valor real de las pérdidas parásitas es probable que sea mayor. El

estándar IEEE 112 especifica los valores de 0,9% a 1,8%

Tabla 8.1: Potencia del motor vs. Porcentaje de Pérdidas parásitas. IEEE 112

Potencia del motor Pérdidas parásitas

1 a 125 HP 1,8%

125 a 500 HP 1,5%

501 – 2499 HP 1,2%

2500 y superior 0,9%

Notas para los Usuarios:

Debe quedar claro que la determinación precisa de la eficiencia de un motor es un proceso complicado. Un

mismo motor probado por métodos diferentes, e incluso, por los mismos métodos, siendo realizados por

diferentes fabricantes, pueden resultar en una diferencia de hasta un 2%. En vista de ello, para la selección

de motores de alta eficiencia, se recomiendan los siguientes puntos:

a) Al comprar gran cantidad de pequeños motores o un motor grande, se puede solicitar un

certificado detallado de las pruebas. Si es posible, trate de estar presentes durante las pruebas.

Esto puede implicar un costo adicional.

b) Vea que los valores de eficiencia se especifican sin ningún tipo de margen de error.

c) En el caso de una sustitución de un motor antiguo, se debe revisar la entrada de corriente y de

potencia activa.

d) Para los motores nuevos, realizar un registro de los valores de corriente y potencia activa de éste

funcionando en vacío.

e) Utilice los valores de eficiencia registrados para realizar comparaciones y seguimiento de la vida útil

de los motores. Utilizar los valores medidos para todos los cálculos.

8.3.2 EFECTOS DEL GRADO DE CARGA SOBRE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA DE UN MOTOR

ELÉCTRICO.

En la industria, es común observar que el grado de carga de un motor es notablemente inferior a la potencia

nominal del motor. Lo anterior implica que el motor está trabajando, en terreno, con una eficiencia muy

inferior a la que se explicita en la placa. Una fórmula aproximada, para calcular el rendimiento de un motor

tomando en consideración el grado de carga, es la que se indica a continuación:


8-11

𝑟𝑒𝑛𝑑𝑓𝑐 =𝑓𝑐 ∗ 𝑟𝑒𝑛𝑑𝑛𝑜𝑚

𝑓𝑐 ∗ 𝑟𝑒𝑛𝑑𝑛𝑜𝑚 + [𝑓𝑐2 ∗ 0,6 + 0,4] ∗ 1 − 𝑟𝑒𝑛𝑑𝑛𝑜𝑚

El factor 0,6, que se utiliza en esta fórmula, corresponde al supuesto que las pérdidas resistivas, de estator y

de rotor, en un motor de inducción, son equivalentes al 60% de las pérdidas del motor (Ref. Fuchsloch, J., et

al: The next generation motor, IEEE Industry Application Magazine, Jan-Feb 2008, pp. 37-43.)

El gráfico siguiente compara el resultado de la ecuación anterior (modelo) con los valores entregado por el

fabricante, demostrándose que la aproximación es acertada. Por tanto, es posible afirmar que en una

inspección industrial debe llamar la atención, desde el punto de vista de las pérdidas eléctricas el caso en

que un motor eléctrico esté funcionando a menos de un 40% de carga ya que, en ese caso, debe sugerirse

cambiarlo por otro de menor potencia.

Figura 8.3: Eficiencia en función del grado de carga de un motor de inducción.

8.3.3 EFECTO DE LA OBSOLESCENCIA SOBRE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA DE UN MOTOR

ELÉCTRICO.

Hasta aproximadamente el año 1980 no hubo gran preocupación por la eficiencia de los motores eléctricos.

Es la época de la energía barata y abundante. A partir del año 1981 se aprueban mundialmente, normas que

comienzan a exigir eficiencias elevadas para los motores eléctricos.

Tabla 8.2: Evolución de la eficiencia de motores eléctricos, según potencia

Potencia en HP

AÑOS

1944 1955 1965 1981 1991

7,5 84,5 87,0 84,0 91,0 91,7


8-12

Potencia en HP

AÑOS

1944 1955 1965 1981 1991

15 87,0 89,5 88,0 92,4 93,0

25 89,5 90,5 89,0 93,6 94,1

50 90,5 91,0 91,5 94,1 94,5

75 91,0 90,5 91,5 95,0 95,4

100 91,5 92,0 92,0 95,0 96,2

Por tanto, es posible afirmar que la sustitución de motores fabricados antes del año 1981 pueden ser

cambiados por motores eficientes simplemente porque, desde el punto de vista del gasto energético,

resultará rentable su sustitución.

En países que emplean 50 Hz como frecuencia de la red eléctrica es recomendable utilizar la norma IEC

60034-30 aprobada el año 2008. Esta norma aprueba motores de los tipos: IE1 (baja eficiencia), IE2

(eficiencia estándar), IE3 (Eficiencia Premium) e IE4 (eficiencia Super Premium). El cuadro siguiente muestra

los valores de eficiencia aprobados por la citada norma y, además, las diferencias de consumos en KWh/año

y en US$/HP. El mismo cuadro muestra la magnitud de los ahorros de energía logrados (en KWh/año) al

utilizar un motor tipo IE3 (Premium) en vez de un motor IE1. Lo anterior implica que desde el punto de vista

de la magnitud de los ahorros de energía se debiese focalizar el programa de eficiencia energética en los

motores de gran tamaño. Sin embargo, si se hace el cuociente entre la energía ahorrada en dólares por año

y la potencia nominal del motor, se llega a la conclusión que el ahorro anual en dólares por HP instalado es

superior en los motores de menor tamaño. En otras palabras, es más rentable sustituir 10 motores de 1 HP

que 1 motor de 10 HP.

Tabla 8.3: Efecto estimado del ahorro energético y económico en motores eléctricos

Potencia [HP]

Motor IE1 Eficiencia [%]

Motor IE3 Eficiencia [%]

Diferencia de consumo [

1]

[KWh/año]

Diferencia de consumo

[2][US$/año/HP]

1,0 72,1 82,5 1142.6 80.0

5,4 83,1 82,6 2636.1 34.2

10,0 86,0 90,4 3698.5 25.9

30,0 89,9 93,0 7269.1 17.0

100,0 92,7 93,5 17067.4 11.9

[1] Diferencia de consumo entre un motor IE1 y un motor IE3, sobre la base de consumo a potencia nominal y 8760

horas/año.

[2] Ahorro anual en dólares por HP instalado, sobre la base de un costo de la energía igual a 0,07 US$/KWh

Ref. Norma IEC 60034-30, 2008.

En los últimos años, debido a las exigencias impuestas por la Directiva Europea ErP 2015 (energy related

products), varios fabricantes han desarrollado una tecnología de motores eléctrico de conmutación

electrónica (EC, por sus siglas en ingles) que han superado la eficiencia de los motores IE4. Estos son

motores síncronos de imanes permanentes, diseñados para disminuir las pérdidas de energía.

Adicionalmente usualmente incluyen la electrónica de control integrada, lo que permite variar su velocidad


8-13

de giro en función de una señal de control para adaptarse a los requerimientos, superando en estos casos

las prestaciones que se obtienen con un variador de frecuencia.

En particular se han producido muchos avances al incorporar estos ventiladores en la industria de

ventiladores, lo que junto al avance tecnológico de los ventiladores, han logrado resultados de consumo

energético sobresalientes.

Figura 8.4: Eficiencia de motores EC comparada con los motores convencionales.

Ahorro de energía en motores por recambio de motores

El ahorro de potencia por el reemplazo del motor se puede resolver por la relación simple:

𝐾𝑊𝑐𝑜𝑛𝑠 _𝑛𝑢𝑒𝑣𝑜 = 𝐾𝑊𝑐𝑜𝑛𝑠 _𝑣𝑖𝑒𝑗𝑜 × 𝜂𝑣𝑖𝑒𝑗 𝑜

𝜂𝑛𝑢𝑒𝑣𝑜

En esta ecuación ηviejo y ηnuevo son los valores de la eficiencia del motor existente y del motor que se

empleará en la sustitución propuesta.

Los beneficios de costos se pueden trabajar en base a la energía ahorrada la que depende de las horas de

empleo del motor.

En general, si bien el cambio resulta rentable, los ahorros son pequeños. Esto conduce a que debe ser un

cambio en la velocidad de giro del motor, la opción que más ahorro cuantitativo significa


8-14

Tabla 8.4: Monto de inversión recambio de motor

8.3.4 EFECTOS DEL REBOBINADO SOBRE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA

En la industria, es una práctica común efectuar el rebobinado de los motores cuando estos sufren una falla

debido a que sus bobinados se queman. La cantidad de motores rebobinados en algunas industrias

sobrepasan el 50% del total. Un rebobinado cuidadoso, podría mantener la eficiencia del motor a su nivel

original, pero en la mayoría de los casos, este procedimiento tiene como consecuencia una pérdida en la

eficiencia. El rebobinado puede afectar ciertos factores que contribuyen a la pérdida de la eficiencia del

motor dañado:

Diseño o material de los devanados (por dificultad de fabricación, desarme o ahorro de material).

o Disminución de la sección de los conductores (no es posible introducir en la ranura el

mismo número de vueltas con la misma sección debido a que el reparador no tiene el

mismo equipamiento que el fabricante, que fabrica motores en serie).

o Disminución del número de vueltas del estator (por la misma razón anterior).

Disminución de la calidad del aislamiento eléctrico entre láminas de fierro (por efecto del

desarme del motor, lo que se hace usualmente empleando fuego).

Incremento de las pérdidas en el fierro por elevación excesiva de temperatura del fierro durante el

desarmado de los bobinados del motor (cuando la operación se hace a fuego).

Incremento de pérdidas parásitas debido a que el flujo magnético no queda tan concentrado en el

entrehierro del motor sino que fluye, por ejemplo, por la carcasa del motor induciendo corrientes

parásitas en ella.

Incremento de la temperatura de operación del motor reparado y con ello la resistencia del

alambre de cobre.

Por ejemplo, es un problema común que se aplique calor para desmontar los devanados antiguos. Este

procedimiento suele dañar el aislamiento entre las láminas, lo cual aumenta la cantidad de pérdidas

parásitas. Adicionalmente, un cambio entre los espacios de aire puede afectar el factor de potencia y el

torque del motor.

Sin embargo, si se toman las medidas adecuadas, la eficiencia del motor se puede mantener, y en algunos

casos, incluso aumentarla después del rebobinado. La eficiencia puede ser mejorada al cambiar el diseño de


8-15

los devanados, aunque el factor de potencia podría verse afectado en el proceso. Utilizar conductores de

mayor sección transversal, en la medida que el tamaño de la ranura lo permita, podría reducir las pérdidas

del estator, aumentando así la eficiencia. Sin embargo, por lo general se recomienda que el diseño original

del motor se mantenga durante el proceso de rebobinado, a menos que existan razones específicas que

tengan que ver con el tipo de carga, que ameriten un rediseño.

El impacto del rebobinado de motor sobre su eficiencia y factor de potencia, puede ser fácilmente evaluado

si las pérdidas en vacío del motor son medidas antes y después de rebobinar. Mantener documentadas las

pérdidas en vacío de un motor, desde el momento de su compra, puede facilitar la evaluación de estos

efectos.

Por ejemplo, comparar la corriente en vacío, y la resistencia del estator, por cada fase de un motor

rebobinado, con los valores originales de corriente en vacío y resistencia, para el mismo voltaje, puede ser

un indicador para evaluar las variaciones en la eficiencia del motor, luego del proceso de rebobinado.

El motor rebobinado, por las razones anteriormente explicadas, es probable que funcione a una

temperatura superior. Este efecto tiene influencia sobre la vida útil del motor lo que se ve reflejado en el

gráfico siguiente.

Figura 8.5: Vida útil del motor en función de su temperatura de trabajo.

Tomando en consideración lo anteriormente expuesto, las principales consecuencias que puede tener el

rebobinado de un motor son las siguientes:

a) Incremento de las pérdidas en el cobre del estator por disminución de la sección del conductor de

cobre del rebobinado.

b) Incremento de las pérdidas en el fierro del motor por reducción del número de vueltas del

bobinado del motor.

c) Incremento de las pérdidas del motor por efecto del cambio de rodamientos.

d) Incremento de las pérdidas en el fierro por efecto del calor aplicado al estator para desprender el

bobinado.

e) Mejoramiento de la eficiencia del motor por el recambio de un rodamiento usado por un

rodamiento nuevo.

1

10

100

1000

20 40 60 80 100 120 140

Vid

a ú

til [

mile

s d

e h

ora

s]

Temperatura [Grados Celsius]


8-16

f) Variación de las pérdidas en el rotor por efecto de un cambio de la velocidad de régimen del motor,

debido a la modificación del bobinado antes citado. En este caso, la velocidad de régimen del

motor se define en función del torque resistente del motor a plena carga.

Es posible medir individualmente, en forma normalizada, las pérdidas antes señaladas, sin necesidad de

disponer un medidor de torque, es decir, sin equipos extraordinariamente caros. Por tal razón, resulta

aconsejable solicitar a quien repara el motor medir las pérdidas del motor definitivamente rebobinado.

Los cambios antes citados pueden incluso mejorar la eficiencia del motor con respecto al valor de placa

inicial de éste. En particular, es usual que se ofrezcan comercialmente rebobinados de mayor sección de

cobre o incluso cambio del fierro por otro de mayor calidad (“high quality rewinds”).

Finalmente, antes de rebobinar el motor debe analizarse la opción de cambio del motor por uno nuevo. Es

sabido que los motores nuevos se construyen con eficiencias cada vez superiores, cumpliendo los

requerimientos de, por ejemplo, la nueva Norma IEC 60034-30 (2008) de modo que, muchas veces, resultará

económicamente preferible sustituir el motor quemado por un motor nuevo que cumpla con la norma

citada.

8.3.5 SISTEMAS DE VARIACION DE VELOCIDAD DE GIRO

Cuando se trata de exactitud de control para los motores se utilizan sistemas de variación y control de la

velocidad de giro, los que entregan las mejores prestaciones comparadas con otras alternativas. Los

arrancadores de plena tensión (a través de la línea) sólo pueden funcionar con el motor a máxima velocidad,

y los partidores suaves y partidores de tensión reducida sólo se pueden llevar hasta su velocidad máxima en

forma gradual, aplicando el mismo principio para su detención.

8.3.5.1 VARIADORES DE FRECUENCIA (VDF)

El motor de inducción es el eje central de la industria. Es económico, resistente y presenta una buena

relación entre potencia entregada versus peso. Con respecto a los altos costos, implicancias y limitaciones

asociadas a los sistemas DC, los motores de inducción son los preferidos para aplicaciones de velocidad

variable, donde su velocidad puede ser alterada cambiando la frecuencia de la alimentación, mediante

variadores de frecuencia (VDF).

El Variador de frecuencia opera bajo un simple principio. La velocidad de rotación de un motor de inducción

AC depende del número de polos en el estator y la frecuencia de la corriente alterna aplicada. Aunque el

número de polos en un motor de inducción no puede ser alterado con facilidad, pueden lograrse

velocidades variables a través de variaciones en la frecuencia. El VDF rectifica bajo un estándar de 50 ciclos

AC en la línea de alimentación a DC, posteriormente, transforma la señal DC en una salida AC de frecuencia

variable.

Los motores conectados a VDF proporcionan velocidad variable de salida con una alta eficiencia mecánica.

Estos dispositivos son capaces de alcanzar una relación de reducción de velocidad 9:1 (11 por ciento de la

velocidad máxima), y aumentos de velocidad de 3:1 (300 por ciento de la velocidad máxima).

En los últimos años, la tecnología para VDF que funcionan en AC ha evolucionado en un sofisticado control

digital utilizando microprocesadores, en conjunto dispositivos de potencia con IGBT´s con conmutación a


8-17

altas frecuencias. Esto ha permitido importantes avances en las capacidades relacionados a la facilidad de

programación y de diagnóstico ampliados. Las dos ventajas más significativas de la evolución de la

tecnología han sido el de coste y la fiabilidad, en conjunto con la reducción significativa en el tamaño físico.

8.3.5.1.1 FUNCIONAMIENTO Y EFECTO SOBRE LA POTENCIA

Torque variable VS Torque constante

Tanto los variadores de frecuencia, como las cargas aplicadas en ellos, pueden ser divididas en dos grupos:

torque constante y torque variable. El ahorro potencial de energía de las aplicaciones de torque variable es

mucho mayor que el de las aplicaciones de torque constante. Entre las cargas de torque constante se

cuentan las cintas transportadoras vibrantes, fresadoras, trituradoras, máquinas herramientas, y otras

aplicaciones donde el motor siga una relación constante de V/Hz. Las cargas de torque variable incluyen

bombas centrífugas y ventiladores, que constituyen la mayoría de las aplicaciones HVAC.

8.3.5.1.2 VENTAJAS

Por qué las cargas de torque variable entregan Ahorros de Energía mayores

En aplicaciones de torque variable, el torque varía con el cuadrado de la velocidad, y la potencia requerida

varía con el cubo de la velocidad, dando como resultado grandes reducciones de potencia incluso con

pequeñas reducciones de velocidad. El motor consume sólo el 25% de la energía al 50% de velocidad con

respecto a lo que consumiría al 100% de velocidad. Esto se conoce como las Leyes de Afinidad, que definen

las relaciones entre velocidad, flujo, torque y potencia (HP). Las leyes se ilustran bajo las siguientes

relaciones:

• El flujo es proporcional a la velocidad

• La presión (head) es proporcional al cuadrado de la velocidad.

• El Torque es proporcional al cuadrado de la velocidad.

• La Potencia es proporcional al cubo de la velocidad.

La figura siguiente muestra, gráficamente, la disminución del consumo logrado al emplear un convertidor de

frecuencia. En efecto:

a) La curva en color azul muestra la característica del torque de un motor de inducción cuando es

alimentado con 50 Hz.

b) La curva en color verde muestra la característica de torque del equipo movido con el motor, en este

ejemplo, un ventilador. Así, al moverse el ventilador con el motor a 50 Hz se tiene

aproximadamente un torque de 52 [Newton metro] y una velocidad de 283 [rad/seg], es decir una

potencia en el eje de 52*283= 14716 Watts.

c) La curva en color rojo muestra la característica de torque del ventilador movido con el mismo

motor energizado con 25 Hz. Se tiene aproximadamente un torque de 20 [Newton metro] y una

velocidad de 142 [rad/seg], es decir una potencia en el eje de 20*142= 2840 Watts.

d) Lo anterior implica que, por el solo hecho de emplear un convertidor de frecuencia, bajar la

velocidad a la mitad implica disminuir la potencia consumida por el motor 5,2 veces. Es decir, al

controlar la velocidad se obtienen ahorros de energía extraordinariamente relevantes.


8-18

Figura 8.6: Características de torque (TOR) de un motor energizado con 50 Hz y 25 Hz y del torque resistente de un

ventilador en función de la velocidad de giro (wmec).

8.3.5.1.3 EFECTOS SECUNDARIOS

Control de procesos más estricto con sistemas de variación e velocidad de giro

Los variadores de frecuencia, pueden ser programados para funcionar con el motor a una velocidad precisa,

para detenerse en un lugar concreto, o para aplicar una cantidad específica de torque.

De hecho, los variadores de frecuencia AC modernos están muy cerca de las unidades DC en términos de

respuesta rápida en cuanto a torque y precisión de velocidad. Sin embargo, los motores de corriente alterna

son mucho más fiables y asequibles de los motores de corriente continua, haciéndolos mucho más comunes.

La mayoría de las unidades utilizadas emplean control del tipo Volts / Hertz, lo que significa que

proporcionan operación a lazo abierto. Estas unidades no son capaces de recibir información de los

resultados del proceso, pero son suficientes para la mayoría de aplicaciones de velocidad variable

requeridas. Muchos variadores de frecuencia de lazo abierto ofrecen compensación de deslizamiento, lo

que permite a la unidad medir sus resultados actuales y estimar la diferencia en la velocidad real y el punto

de ajuste (el valor de entrada programado). La unidad se ajustará automáticamente de acuerdo con el punto

de ajuste sobre la base de esta estimación.

La mayoría de las unidades de torque variable cuentan con capacidad Proporcional Integral Diferencial (PID)

para aplicaciones de ventiladores y bombas, lo que permite a la unidad mantener el punto de ajuste basado

en la información real del proceso, en lugar de basarse en estimaciones. Un transductor o transmisor se

utiliza para detectar las variables de proceso tales como nivel de presión, caudal líquido, caudal de aire, o

nivel de líquido. Luego, la señal se envía a un PLC (Controlador Lógico Programable), que transfiere esta

información de proceso a la unidad. El variador de frecuencia utiliza esta retroalimentación de información

para ajustarse en forma continua y mantener el punto de ajuste.

0

20

40

60

80

100

120

0 50 100 150 200 250 300 350

TO

R

wmecTorque motriz f=50 Hz Torque motriz f=25 Hz

Torque resistente


8-19

Es posible alcanzar altos niveles de exactitud para otras aplicaciones utilizando unidades VDF que ofrezcan

operaciones de lazo cerrado. Las operaciones de lazo cerrado pueden lograrse con unidades de vector

orientado al campo, o con una unidad sin sensor de vector. La unidad de vector orientado al campo obtiene

información del proceso utilizando un codificador, el cual mide y transmite a la unidad la velocidad y/o

relación (tasa) del proceso, tal como ocurriría en líneas transportadoras, máquinas de herramienta, o

extrusores. La unidad se ajusta posteriormente a sí misma con tal de mantener la velocidad, tasa o relación

del proceso, torque y/o la posición programada.

Vida útil extendida y mantenimientos reducidos

Los métodos de partida de una sola velocidad arrancan los motores de manera abrupta, haciendo que el

motor sufra un alto par de arranque y corrientes que son hasta 10 veces la corriente a plena carga. Los

variadores de frecuencia, por el contrario, llevan al motor gradualmente hasta la velocidad de operación

disminuyendo el estrés mecánico y eléctrico, lo que reduce costos de mantenimiento y reparación, y

extiende la vida útil del motor y el equipo accionado.

Los partidores suaves, o arrancadores suaves de tensión reducida (RVSS), también son capaces de arrancar

un motor de forma gradual, pero los VDF pueden programarse para una puesta en marcha mucho más

progresiva y gradual, pudiendo además operar el motor a una velocidad menor que la de plena carga para

disminuir el desgaste por uso. Los variadores de frecuencia también pueden hacer funcionar un motor

siguiendo patrones especializados para minimizar aún más los esfuerzos mecánicos y eléctricos. Por

ejemplo, un patrón de curva en S se puede aplicar a una aplicación de huincha transportadora para un

control más suave, lo que reduce la reacción que puede ocurrir cuando una cinta transportadora es

acelerada o desacelerada.

Las eficiencias típicas a plena carga son de 95% o superiores. Las unidades de alta potencia son aún las más

eficientes. La eficacia de los VDF generalmente disminuye con la velocidad, pero dado que la exigencia del

torque también disminuye con la velocidad para muchas aplicaciones, la pérdida absoluta no suele ser muy

significativa. El factor de potencia de un VDF cae drásticamente con la velocidad, pero a bajas potencias, el

requerimiento absoluto de potencia reactiva es también bajo, por lo que las pérdidas tampoco son

significativas. En un entorno operativo adecuado, los controladores de frecuencia son relativamente fiables

y necesitan poco mantenimiento. Una desventaja de los convertidores estáticos es la generación de

armónicos en la fuente, lo que reduce la eficiencia del motor y reduce la salida del motor en algunos casos

puede ser necesario utilizar un motor de mayor graduación.

8.3.5.2 MOTORES EC CON ELECTRONICA DE CONTROL

Se señaló anteriormente una reciente tecnología de motores eléctrico de conmutación electrónica. El

control de la velocidad se realiza no por variación de frecuencia, sino que por la generación de pulsos de

corriente de frecuencia ajustable que determinar la velocidad de giro. Los motores EC que incorporan

electrónica de control son de corriente continua (se alimentan con corriente trifásica, pero internamente se

convierte a continua), por los que un variador de frecuencia resulta inútil.

Entre sus ventajas frente a otras alternativas está un menor consumo de energía, el amplio rango de control,

el no genera armónicos y la reducción de componentes eléctricos adicionales.


8-20

8.4 CONSIDERACIONES TÉCN ICAS A CONSIDERAR AL MOMENTO DE ELEGIR UN

MOTOR EFICIENTE.

Se presentan a continuación algunas consideraciones que deben ser tomadas en cuenta cuando se opera

motores eficientes. En primer lugar se habla de los métodos de control de motores, después se aborda la

problemática del arranque de los motores de alta eficiencia y se explica el comportamiento de la corriente y

del torque durante la partida. A continuación se explica el efecto que tienen las condiciones de operación

sobre el rendimiento del motor.

La elección del control del motor debe considerar una serie de factores entre ellos los siguientes:

b) Caída de voltaje durante la partida del motor. La corriente durante la partida se incrementa del

orden de 5 veces la corriente nominal si el voltaje aplicado es el nominal. Esto puede acarrear una

disminución del voltaje y, entonces, el motor tiene una partida lenta, o simplemente no parte. El

motor puede tener daños en su estructura y disminuir su eficiencia.

c) Corriente de cortocircuito en la barra donde se conectará el motor. Una corriente de cortocircuito

baja provoca una disminución del voltaje de alimentación del motor lo que afecta su rendimiento.

d) Torque resistente a velocidad nula. El estimar el torque resistente, es decir, del aparato que va a

mover el motor es esencial. El hacer partir una correa cargada implica disponer de un motor con un

torque de partida elevado. Por el contrario hacer partir un ventilador requiere de un torque muy

bajo durante la partida. A veces los motores eficientes tienen torques de partida bajos. Más bajos

que los motores ineficientes.

e) Torque resistente durante la aceleración del motor. El torque del motor debe ser lo

suficientemente grande como para que el proceso de partida sea corto, pues de lo contrario las

corrientes por el motor se mantendrán elevadas durante un lapso largo lo que provocará un

deterioro rápido de la eficiencia del motor.

f) Torque resistente a velocidad final. Se debe tener una buena estimación del torque motriz

requerido a la velocidad final. Una estimación errónea de este torque ocasionará un

sobredimensionamiento o un sub-dimensionamiento del motor.

g) Torque motriz. Se debe estimar con buena precisión la curva de torque en función de la velocidad

del motor, en todo el rango de velocidad: desde la velocidad nula (partida) hasta la sincrónica. El

torque máximo y la velocidad a la que ocurre es también esencial. En lo posible esta curva debe ser

dada por el fabricante.

h) Costo de inversión y costo de operación del sistema.

i) Mantenibilidad del sistema. El fabricante debe entregar los períodos de mantenimiento y las

sugerencias para llevarlo a cabo.

j) Requerimientos de control. La partida y las sobrecargas deben ser vigiladas por un adecuado

sistema de control y protecciones.

k) Facilidad de uso: tableros e instrumentación. Debe ser simple medir el consumo y la velocidad de

cada motor instalado.

8.5 EJEMPLO PRÁCTICO DE MOTORES ELÉCTRICOS

1. Se detecta que la eficiencia actual del motor que acciona los ventiladores de los evaporadores

(EEF3) puede ser reemplazado por un equipo de mayor eficiencia. Al revisar la placa del motor, se

lee que su potencia nominal corresponde a 75 HP (56 kW), 3000 rev/min, cerrado. Se sabe por


8-21

conversaciones con el encargado de planta que el factor de carga aproximado es de 77%, para una

demanda promedio del 12,2% de la demanda promedio total de la planta, durante 5000 h/año. El

costo de la energía bordea los 45$/kWh. Al evaluar el cambio de motor de eficiencia del 75.98% por

una de mayor eficiencia (94.40%; EEF1), se obtiene:

𝐴𝑕𝑜𝑟𝑟𝑜 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙 𝐾𝑊𝑕

𝑎ñ𝑜 = 𝑃𝑚 × 𝑓𝑐 × 𝑕 ×

1

𝜂𝑠𝑡𝑑

−1

𝜂𝑒𝑓𝑓


𝑎ñ𝑜 = 56 𝐾𝑊 × 0.77 × 5000 ×

1

0.76−

1

0.944 = 59.3 𝐾𝑊𝑕/𝑎ñ𝑜


𝑎ñ𝑜 = 59.3 𝐾𝑊𝑕/𝑎ñ𝑜 × 45 $/𝐾𝑊𝑕 = 2668.5 $/𝑎ñ𝑜

2. Un motor de inducción 4-polos, 230V, trifásico, 50 Hz, funciona a 1440[RPM], factor de potencia

0,88 en atraso y entrega 10.817[KW]. Las pérdidas en el estator son de 1060[W]y las pérdidas de

fricción y roce son 375[W].Calcular:

c) Deslizamiento

d) Pérdidas I2R del rotor

e) Corriente de línea

f) Eficiencia

Datos de entrada:

Nº de polos: 4

Tensión de entrada: 230 V

Factor de potencia: 0,88

Potencia : 10817 Kw

Perdidas en el estator: 1060 W

Perdidas fricción y roce: 376 W

Velocidad actual: 1440 RPM

Frecuencia red: 50 Hz

Otros datos:

𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑠𝑖𝑛𝑐𝑟ó𝑛𝑖𝑐𝑎 𝑁𝑠 =120 ∙ 𝑓𝑟𝑒𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑟𝑒𝑑

𝑛ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑙𝑜𝑠=

120 ∙ 50

4= 1500[𝑅𝑃𝑀]

Cálculos:

g) Deslizamiento

𝐷𝑒𝑠𝑙𝑖𝑧𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑠 =𝑁𝑠 − 𝑁𝑚

𝑁𝑠= 0,04 𝑝𝑢

h) Pérdidas I2R del rotor

𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝐼2𝑅 𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 = 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 + 𝑃𝑒𝑟𝑑. 𝐹𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑦 𝑟𝑜𝑐 ∙ 𝑠

1 − 𝑠

= 10.817 + 375 ∙ 0,04

1 − 0,04= 466,33 𝑊

i) Corriente de línea


8-22

𝐼𝐿 =𝑃𝑒𝑛𝑡𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟

3 ∙ 𝑉 ∙ 𝑐𝑜𝑠∅=

𝑃𝑒𝑟𝑑 𝐼2𝑅 𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟

𝑠 + 𝑃𝑒𝑟𝑑 . 𝑒𝑠𝑡𝑎𝑡𝑜𝑟

3 ∙ 𝑉 ∙ 𝑐𝑜𝑠∅=

466.33

0,04 + 1060

1,732 ∙ 230 ∙ 𝑐𝑜𝑠(0,88)= 5,32 𝐴

j) Eficiencia

𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎[%] = 𝑃𝑜𝑡. 𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟

𝑃𝑜𝑡. 𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑒𝑛𝑡 𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟∙ 100 =

10.817

12.718∙ 100 = 85%


1) Indique al menos 3 factores que puedan contribuir a la pérdida de eficiencia en un motor dañado:

Respuesta:

i. Diseño o material de los devanados (por dificultad de fabricación, desarme o ahorro de

material).

ii. Disminución de la calidad del aislamiento eléctrico entre láminas de fierro.

iii. Incremento de las pérdidas en el fierro.

iv. Incremento de pérdidas parásitas.

v. Incremento de la temperatura de operación del motor reparado y con ello la resistencia

del alambre de cobre.

2) Un motor de inducción tipo jaula de ardilla trifásico de 7,5[Kw], 220[V]; 27,3[A]; 50[Hz] nominal, tiene

una eficiencia de carga media de 86% y factor de potencia de 72%. Si el motor funciona al 50% de su

potencia nominal, encontrar:

a) Corriente consumida por el motor

b) Relación entre su corriente y corriente nominal. ¿Es ésta relación exactamente el 50%?. Si no

es así, explique brevemente las razones.

c) RPM con un deslizamiento de 1,8%.

Respuesta:

a) Corriente consumida por el motor:15,89 A

b) Relación entre su corriente y corriente nominal: 58,1%.

Esta relación no es exactamente la mitad. La corriente absorbida por el motor es la suma resultante

de la corriente activa y reactiva del motor de inducción. La corriente reactiva es independiente de la

carga. Por otra parte, la corriente activa es directamente proporcional a la carga y los cambios en

proporción directa a la carga. Por lo tanto, la resultante de la actual corriente activa y reactiva, que

es la corriente consumida por el motor, no cambia en proporción directa con el cambio en la carga.

Por lo tanto, la corriente absorbida por el motor de inducción en cualquier parte de la carga no

puede ser un fiel reflejo de la carga.

c) RPM con deslizamiento de 1,8%:1473 [RPM]


8-23

3) En una planta que manufactura y comercializa productos químicos, requiere en la elaboración de sus

productos calentamientos y enfriamientos rápidos, por lo tanto existe un elevado consumo de agua y

electricidad para el funcionamiento de las máquinas. De los antecedentes recaudados en terreno, se

determinó que la demanda máxima es de 87[Kw], el consumo diario de energía es 1.500 KWh/día,

operando 2.000 horas al año. En base a las mediciones realizadas, se concluye que el motor más

grande está sobredimensionado (motor de 23 [Kw], 1.470 RPM); tiene un bajo FP, y eficiencia de 75%.

Evaluar el cambio de éste motor por uno de alta eficiencia de 15 Kw, eficiencia de 92%.

Respuesta:

El ahorro de energía anual al realizar el cambio será de: 28.725 [KWh]

4) Una bomba consume 300[Kw] a una velocidad de 8000 RPM. Se desea reducir la velocidad al 50% del

valor actual. Calcular el ahorro en consumo a obtener al instalar un VDF.

Respuesta: El ahorro en consumo al instalar un VDF será de: 12,5%



Energy Auditors, India (2005). Armónicos: rectificadores y compensadores activos; Cuaderno

técnico 183 Scheider Electric.



[3] Los motores eléctricos: mejorando su control y protección; E. Gaucheron, Cuaderno técnico 207v

Schneider Electric, Marzo 2005.

[4] Energy efficient motor driven system, Francesco Parasiliti & Paolo Bertoldi, Springer-Verlag 2003.

[5] Norma IEEE 519-1992, Comisión Nacional de Energía.

9-1

9. EQUIPOS ACCIONADOS POR MOTORES ELÉCTRICOS

9.1 INTRODUCCIÓN

En cualquier sistema mecánico accionado por motores eléctricos, cierta cantidad de pérdidas de energía del

sistema no pueden ser evitadas. Sin embargo, un mejor diseño del sistema o utilización de mejores

materiales en la fabricación de los equipos, puede traducirse en una reducción considerable de pérdidas de

energía. Por otro lado, los costos de operación y mantenimiento suelen ser más importantes en el tiempo

que los costos de inversión del sistema. Por esta razón, se debe tener muy en cuenta el costo de ciclo de

vida al momento de seleccionar los equipos y diseñar el sistema, ya que pese a tener un mayor costo de

inversión, un sistema que tenga incorporado más estudio en su diseño y mejores materiales de fabricación

puede en el mediano plazo reportar ahorros importantes, derivados en parte a una mayor eficiencia

energética.

A modo de ejemplo, la figura siguiente muestra el desglose aproximado de los costos a lo largo del ciclo de

vida de un sistema de bombeo, en la que se aprecia que el costo energético es el más importante.

Figura 9.1: Costos a lo largo del ciclo de vida de un sistema de bombeo.

Fuente: HI 2001

Este capítulo presenta brevemente algunos de los elementos que se deben considerar a la hora de abordar

la eficiencia energética en sistemas mecánicos movidos por motores eléctricos.

Se incluyen en este capítulo las siguientes aplicaciones industriales:

Bombeo

Ventilación

Aire comprimido

Correas transportadoras

Una clasificación de los sistemas motrices se presenta en el Anexo 4


9-2

9.2 SISTEMAS DE BOMBEO Y VENTILACIÓN

Una bomba es un equipo que transforma la energía mecánica entregada por un motor eléctrico en energía

cinética o potencial de un fluido incompresible (generalmente líquido). Un ventilador, por su parte,

transforma la energía mecánica en energía cinética o potencial de un fluido compresible (por lo general,

aire).

Los sistemas de ventilación y bombeo comparten muchas características y como consecuencia pueden ser

analizados de forma similar desde un punto de vista energético. Cada uno está normalmente accionado por

un motor, ya sea directamente o a través de una correa o caja de engranajes. Ambos sistemas con

frecuencia utilizan dispositivos centrífugos para crear un movimiento en el fluido (agua, aire, etc.) y la

potencia requerida para el movimiento del fluido aguas abajo del equipo (ventilador o bomba), es función

de la caída de presión presentada en el sistema y del caudal que se impulse.

9.2.1 FLUJOS DE ENERGÍA

En un sistema motriz, por tratarse de un sistema de varias partes tienen pérdidas asociadas a cada una de

estas, es decir de la energía eléctrica que ingresa al sistema, parte de esta fluye en pérdidas asociadas al

motor, a la transmisión, a la bomba misma y a los sistemas de distribución del fluido bombeado. Estos flujos

de energía se presentan en la siguiente tabla:



Pérdidas en el sistema eléctrico de distribución (Calor por la resistencia de los cables)

Caída de tensión en el cableado.

Medidor de potencia de mano o de pinza amperimétrica.

Perdidas en motores Calificación de eficiencia del motor y las condiciones de funcionamiento, es decir, el voltaje aplicado, la carga y la temperatura.

Eficiencia de placa del motor, medición de la temperatura del motor, tacómetro para verificar velocidad del motor cargado, analizador de vibraciones.

Perdidas en transmisión (El calor creado debido a la fricción en los rodamientos y/o en los engranajes , deslizamiento de las poleas)

Tensión de la correa, niveles de lubricación y la temperatura de rodamientos.

Medición de temperatura puntual o por termografía.

Pérdidas por la fricción en el regulador de flujo o presión (válvulas)

Caída de presión en válvula o dámper.

Medición de diferencial de presión. (suele estimarse)

Perdidas en Filtros Caída de presión en los filtros (coladores).

Medición de diferencial de presión.

Pérdidas debido a la fricción dentro de los ductos (lineales y singulares).

Pérdida de carga por unidad de longitud y por cada fitting.

Medición de diferencial de presión por tramos (suele estimarse).



9-3

Figura 9.2: Diagrama de flujos de energía de un sistema motriz en el caso de una bomba

Las ineficiencias de la bomba o ventilador propiamente tal provienen de:

a) El roce que se produce entre el fluido y las partes internas del equipo, el cual, aumenta la entropía

del fluido debido al roce, impidiendo que toda la energía mecánica sea transferida al fluido como

energía mecánica propiamente tal.

b) Los cambios de dirección del fluido al interior de la carcasa (pérdidas hidráulicas, son más

importantes en bombas).

c) El porcentaje de fluido que se devuelve hacia la zona de menor presión en la entrada del equipo

(pérdidas volumétricas, más relevantes en ventiladores).

d) Todas las partes móviles de las bombas están montadas sobre bujes o rodamientos, los cuales con

el tiempo sufren desgaste, aumentando las pérdidas mecánicas por fricción.

Los tres primeros factores quedan determinados por el diseño del equipo y la opción para minimizar estas

ineficiencias es seleccionar equipos de mayor eficiencia energética con mejor diseño.

Las ineficiencias del motor eléctrico son tratadas de manera exhaustiva en el capítulo de motores eléctricos

de este documento.

La siguiente tabla presenta la eficiencia de los equipos antes señalados. Es labor del auditor de eficiencia

energética conocer las características de estos flujos en la planta a ser estudiada.

Energía eléctrica

Pérdidas en el sistema eléctrico de distribución

Perdidas en motores

Pérdidas en transmisión

Pérdidas en fluidos en carcasa

Pérdidas en filtros

Pérdidas en reguladores

Pérdidas en cañerías

Uso final del fluido


9-4

Componente Eficiencia Típica

Medidor 100%

Distribución 96%

Motor 85%

Transmisión 98%

Ventilador 60%

Regulador 70%

Filtros 75%

Ductos 80%

Total 20%

9.2.2 OPORTUNIDADES DE MEJORA DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA





auditor:

¿La energía demandada es la que efectivamente se necesita? Es decir, ¿las condiciones de presión

demandadas son efectivamente las que se necesitan?





continuación.

9.2.2.1 OPORTUNIDADES DE MEJORA A NIVEL DE DEMANDA ENERGÉTICA

Elaborar un perfil de cargas del sistema

El auditor debe determinar el requerimiento de flujo en función del tiempo: caudal fijo o variable, el rango

de presiones a las que el equipo tendrá que operar y las horas de operación requeridas.

Asegurarse de entregar el requerimiento (y no más):

Algunas de las medidas que se enfocan en este punto son:

Controlar los tiempos de funcionamiento de ventiladores o bombas por control automático o

manual.

Eliminar bypass de recirculación del fluido (bombas).


9-5

Controlar el caudal entregado (ventilación).

Seleccionar un equipo que opere entregando el caudal requerido cerca del punto de máxima

eficiencia (algunos ventiladores, como los de quemadores, requieren un cierto porcentaje de

sobredimensionamiento en caudal y presión)

9.2.2.2 OPORTUNIDADES DE MEJORA DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA A NIVEL DE PROCESOS Y

TECNOLOGÍAS

Cambiar algunas variables de operación para optimizar el flujo

Para los sistemas de ventilación con un requisito de caudal fijo:

Reducir la velocidad de los ventiladores con cambios de poleas.

Desconectar equipos en paralelo.

Para los sistemas de bombeo con un requisito de caudal fijo:

Cambiar o recortar impulsores de la bomba.

Desconectar equipos en paralelo.

Para los sistemas de ventilación o bombeo con un requisito de caudal variable, variar el flujo a través de:

Utilizar álabes de ángulo variable en la entrada (variable inlet vane).

Utilizar varias bombas/ventiladores en paralelo para poder apagar las que no se requieran en

determinado momento.

Utilizando un variador de frecuencia (siguiente punto).

Variadores de frecuencia

Una de las medias más recomendadas para mejorar la eficiencia en caso de existir una carga variable, es

decir, un flujo variable, es la instalación de un variador de frecuencia. Esta medida se analiza en más detalle

en el capítulo dedicado a motores eléctricos.

Mantenimiento del equipo

Los sistemas de trasmisión tienen pérdidas mecánicas debidas al roce: las cajas de engranajes tienen roce

entre las partes y los sistemas de correas pueden deslizar, perdiéndose parte de la potencia trasmitida por el

motor. Este tipo de pérdidas son aplicables tanto a bombas cómo a ventiladores y están relacionadas a la

falta de mantención rigurosa, problemas de montaje y envejecimiento de los sistemas. Se recomienda,

cuando es posible, el recambio de las correas tradicionales en V por correas planas de alta eficiencia o por

correas dentadas.

Tanto las pérdidas de energía friccionales de los bujes y rodamientos, como las de los sistemas de trasmisión

y de sello de las bombas y ventiladores pueden ser reducidas si existe un correcto mantenimiento de los

equipos y sus partes. Como ejemplo, existen casos en que el deterioro en los anillos de desgaste impulsor-

carcasa en grandes bombas centrífugas en servicio de abastecimiento de agua generan pérdidas del orden

de un 5% en la eficiencia durante los primeros 5 años de operación, y en general, una bomba para agua


9-6

puede perder entre un 10% y un 15% de su eficiencia durante los primeros 10 años por falta de una correcta

mantención.13

Reducir pérdidas en el sistema de distribución

Este tipo de ineficiencias no están relacionadas directamente con la bomba o ventilador como equipo, sino

que con el sistema como conjunto. Este tipo de pérdidas energéticas son producidas debido las pérdidas de

carga en el piping o ductería. La existencia de pérdidas de esta clase es inevitable (pero puede minimizarse),

ya que provienen del roce del fluido y de los cambios de dirección de éste.

Las pérdidas friccionales son proporcionales al cuadrado del caudal transportado y son inversamente

proporcionales a la quinta potencia del diámetro de las tuberías/ductos, por lo tanto, pueden reducirse

considerablemente si se consideran cañerías de mayor diámetro y menor rugosidad interior, y si se realiza

un diseño del trazado con menos cambios de dirección o con cambios menos abruptos. (Ver siguiente

sección).

En ventiladores, además de lo anterior, se suelen producir pérdidas debido a la filtración de aire a través de

los ductos de ventilación, los que deben ser bien sellados para evitar este tipo de pérdidas.

Muchos sistemas de ventilación contienen filtros en los ductos de succión de aire. Estos filtros introducen

una caída de presión al sistema, la cual se ve incrementada en la medida que el filtro capta partículas y se va

ensuciando. Por esta razón, estos filtros deben ser limpiados o reemplazados periódicamente, de acuerdo a

la información del fabricante o a mediciones que realice la empresa.

Se recomienda eliminar o reducir válvulas o dampers como un medio de control de flujo (las válvulas de

control 100% abiertas también inducen pérdidas de carga).

Cambiar los equipos por otros de mayor eficiencia

Si bien corresponde a un medida de mayor costo, no debe dejar de evaluarse la alternativa de seleccionar e

instalar una bomba o ventilador más eficiente, con un diseño más apropiado para la aplicación, o bien

equipos o tecnología más nueva; Instalar un motor más eficiente; o instalar un sistema de transmisión más

eficiente.

9.2.3 EVALUACIÓN DELAS VARIABLES QUE AFECTAN LA EFICIENCIA ENERGÉTICA

Dada la similitud de la operación de ventiladores y bombas, sus consumos de energía y fuentes de

ineficiencias son tratadas conjuntamente, señalándose cuando existen diferencias entre ambos y

recalcándose cuando alguna afecta de mayor manera a uno en particular.

La energía útil de estos sistemas, de manera muy general, corresponde al producto entre el caudal del fluido

que mueve y la presión proporcionada al fluido, considerando que en el caso del bombeo se mueve un

fluido incompresible y en el caso de la ventilación se mueve un fluido compresible.

El consumo de energía del sistema corresponde a la electricidad que consume el motor eléctrico que

acciona la bomba o el ventilador.

13

SAVE 2001


9-7

Por lo tanto, la eficiencia del conjunto motor-bomba y motor-ventilador queda determinada por la siguiente

ecuación general:

𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 % =𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 ú𝑡𝑖𝑙 𝑘𝑊

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑒𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑘𝑊 ∙ 100%

Dicha eficiencia puede dividirse en dos componentes: la eficiencia del motor eléctrico y la eficiencia de la

bomba o ventilador propiamente tal. En el caso de una bomba, la ecuación respectiva es la siguiente:

𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 −𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎 % = 𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 % ∙ 𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎 %

A su vez, la eficiencia del motor eléctrico y la bomba propiamente tal se calculan con las siguientes

ecuaciones:

𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 % =𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑚𝑒𝑐á𝑛𝑖𝑐𝑎 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 𝑘𝑊

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 𝑘𝑊 ∙ 100%

𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎 % =𝛾 𝑁

𝑚3 ∙ 𝑄 𝑚3

𝑠 ∙ 𝐻 𝑚

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑚𝑒𝑐á𝑛𝑖𝑐𝑎 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 𝑘𝑊 ∙ 100%

Dónde,

𝛾 es el peso específico del fluido (densidad por la aceleración de gravedad).

Q es el caudal volumétrico.

H es la presión que levanta la bomba (expresada en unidades de altura).

Por lo tanto:

𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 −𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎 % =𝛾 𝑁

𝑚3 ∙ 𝑄 𝑚3

𝑠 ∙ 𝐻 𝑚

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 𝑘𝑊 ∙ 100%

La eficiencia de una bomba o un ventilador debe ser evaluada en su punto de operación, es decir, para el

caudal movido y la presión proporcionada al fluido. Sin embargo, muchas veces es difícil evaluar el punto de

operación del sistema y/o el factor de carga de los equipos, lo que hace complicado evaluar el consumo y

eficiencia de bombas y ventiladores. Según UNEP 2001, las principales barreras para esta evaluación son:

Ausencia de datos específicos del equipo: Algunas industrias no guardan la documentación original

de los equipos que contiene las curvas características de potencia, eficiencia, caudal, etc.; a veces

las placas de los motores eléctricos son ilegibles.

Calibración defectuosa de sensores de presión: Muchas veces los sensores de presión instalados

en la succión y descarga del equipo no se encuentran bien mantenidos o bien calibrados, lo que

lleva a estimaciones erróneas del caudal o del punto de funcionamiento de la bomba.

Dificultad en la medición del flujo: Muchas veces no existe instrumental instalado para medir el

flujo real que impulsa el sistema en las condiciones de operación. La forma más rápida y precisa

para medir el flujo es con un medidor de caudal ultrasónico u otro tipo de instrumento, instalado

de manera externa a la cañería. En el caso de ventiladores la medición se puede realizar con un

tubo pitot o un anemómetro rotatorio. También se pueden utilizar métodos de cálculo basados en

el tipo de fluido, presión y características del piping o ductería para estimar el flujo. Sin embargo,


9-8

estos métodos no siempre entregan resultados exactos. Otra forma es medir el tiempo de llenado

de un tanque (caso aplicable para las bombas), sin embargo este método se limita a impulsiones

con una bomba y con el desagüe del estanque cerrado.

Efecto del sobredimensionamiento del sistema en su eficiencia energética

Dado que muchas veces las bombas y ventiladores deben ser capaces de entregar caudales variables, se

sobredimensiona el equipo y luego se aplica alguna estrategia de regulación para cumplir con el caudal

requerido. Por un lado, es justificable que el sistema deba responder adecuadamente ante variaciones en las

condiciones de operación del proceso, sin embargo, no es deseable el sobredimensionamiento de los

sistemas para sistemas relativamente estables justificado por posibles condiciones futuras de operación, ya

que el sobredimensionamiento es una de las principales fuentes de ineficiencia energética.

Al analizar un sistema existente, es necesario identificar si existen diferencias importantes entre los

requerimientos del proceso y las características de diseño del sistema. Si se advierte

sobredimensionamiento, cobra importancia el método de control utilizado, este puede ser:

Recirculación/by-pass

Válvula de estrangulamiento

Marcha/paro u on/off

Variación de la velocidad (mediante variador de frecuencia - VDF).

Equipos en paralelo.

Cada uno de estas configuraciones tiene un efecto distinto en consumo energético, como puede apreciarse

en la figura siguiente:

Figura 9.3: Consumo energético asociado a las distintas estrategias de control utilizadas en la industria.

En la figura se observa que la opción energéticamente más eficiente para un sistema de caudal variable es el

uso de sistemas de variación de velocidad de giro (variadores de frecuencia; motores EC), la razón de ello es

que, si bien existe una relación lineal entre el caudal y la velocidad del equipo, la potencia consumida está

en relación cúbica con la velocidad.


9-9

En efecto, las relaciones de similitud aplicables a bombas centrífugas y ventiladores son las que se presentan

en la tabla siguiente:

Tabla 9.1: Leyes de semejanza de bombas y ventiladores.

Leyes de semejanza para bombas Leyes de semejanza para ventiladores

𝑄1

𝑄2

𝑁1

𝑁2

∙𝐷1

𝐷2

𝐻1

𝐻2

𝑁1

𝑁2

2

∙ 𝐷1

𝐷2

2

𝑃1

𝑃2

𝑁1

𝑁2

3

∙ 𝐷1

𝐷2

3

𝑄1

𝑄2

𝑁1

𝑁2

∙ 𝐷1

𝐷2

3

𝐻1

𝐻2

𝑁1

𝑁2

2

∙ 𝐷1

𝐷2

2

𝑃1

𝑃2

𝑁1

𝑁2

3

∙ 𝐷1

𝐷2

5

Como se puede apreciar la potencia al eje tanto de ventiladores como de bombas, es proporcional al cubo

de la velocidad de giro. A modo de ejemplo, un aumento del doble de la velocidad de giro generará un

aumento de 8 veces en la potencia al eje.

De ello se desprende lo relevante que puede ser el seleccionar adecuadamente el tamaño de bombas y

ventiladores. Una bomba pequeña a altas revoluciones puede prestar el mismo servicio que una bomba más

grande girando a menor velocidad, pero producirá un consumo mucho más elevado. Asimismo relevante es

seleccionar adecuadamente los puntos de trabajo para no sobredimensionar el equipo y para no hacerlo

girar a una velocidad innecesaria.

Otras estrategias de control de flujo obligan al equipo a operar gran parte del tiempo fuera del punto de

óptimo de operación, disminuyendo evidentemente su eficiencia, aumentando el consumo y en algunos

casos causando desgaste prematuro en el equipo.

La siguiente figura ilustra el efecto del uso de una válvula de estrangulamiento y un variador de frecuencia

para ajustar el caudal entregado por la bomba. El gráfico superior de la figura corresponde a la curva de

operación de la bomba potencia v/s caudal, la curva A corresponde a la operación con válvula de

estrangulamiento y la B con variador de frecuencia; el gráfico inferior de la figura ilustra presión v/s caudal,

en él están las curvas de operación de la bomba A y B y dos curvas de operación del sistema (Sistema 1 y

Sistema 2) y también incluye curvas punteadas que representan curvas de eficiencia constante de la bomba.

La intersección de la curva de operación de la bomba con la curva de operación del sistema, en el gráfico

inferior de la figura, corresponde al punto de operación resultante para el sistema.

En la figura, originalmente una bomba de curva característica A opera en el Sistema 1 y se requiere disminuir

el caudal; el cierre de una válvula de estrangulamiento en la descarga de la bomba modifica la curva de

operación del sistema, el cual pasa a comportarse como el Sistema 2, disminuyendo la eficiencia de la

bomba. Si en vez de operar con la curva A para lograr el caudal requerido, se dejara abierta la válvula de

estrangulamiento (Sistema 1) y se utilizara un variador de frecuencia (VDF)14

, la curva de la bomba cambia,

corresponde a la curva B de la figura, el sistema sigue como Sistema 1 y la potencia consumida disminuye,

para el caudal requerido.

14

Los variadores de frecuencia, sus ventajas y aplicaciones son analizados en detalle en el capítulo 13 de este documento.


9-10

La curva de operación de la bomba también puede modificarse reduciendo el tamaño del rodete

(maquinado), pero debe considerarse que esta solución no es reversible y por lo general se realiza máximo

hasta un 70% del diámetro original.

Figura 9.4: Curvas de distintos sistemas y distintas bombas

Fuente: elaboración propia.

En sistemas donde la presión estática del sistema no es muy importante en relación a las pérdidas de carga,

la eficiencia del equipo es esencialmente independiente de la velocidad15

, por lo que el uso de VDF es

altamente recomendado para lograr operar la bomba en un punto de operación de mayor eficiencia. Sin

embargo, en sistemas donde la presión estática es importante, se debe tener cuidado con las reducciones

de velocidad, ya que pequeños cambios pueden afectar drásticamente el funcionamiento y eficiencia del

equipo, por lo que el uso de VDF podría estar restringido para aplicaciones de este tipo.

En ventiladores, además de los variadores de frecuencia, la variación de la velocidad de operación se puede

realizar mediante cambios de correas y de poleas motrices. También se puede variar el flujo al utilizar álabes

distribuidores de ángulo variable en la succión del ventilador; esta solución, si bien es menos eficiente que el

control de la velocidad del equipo con VDF, es menos costosa y además es más eficiente que usar dampers

en la descarga del ventilador (opción análoga a la válvula de estrangulamiento en bombas).

15

Según BEE 2006, reducciones de velocidad de un 50% resultan en pérdidas de eficiencias de 1% a 2%.


9-11

Otra forma de controlar el caudal es utilizar varias bombas o ventiladores en paralelo. De ésta forma,

haciendo funcionar algunos equipos y deteniendo otros se puede regular de manera discreta el caudal,

operando cada equipo en puntos cercanos al de mayor eficiencia.

9.3 AIRE COMPRIMIDO

Un compresor es un equipo que transforma la energía mecánica entregada por un motor eléctrico en

presión para desplazar un fluido compresible como gases o vapores. Los compresores son ampliamente

usados en la industria, entre las aplicaciones de compresores de aire está la operación de máquinas y

herramientas, perforación, pintura, transporte neumático, procesamiento de comida, operación de

instrumentación, entre otras. Los compresores de gas son ampliamente usados en refrigeración, aire

acondicionado, calefacción, transporte de gas natural, cracking catalítico, polimerización entre otros

procesos químicos.

La figura siguiente ilustra una red de aire comprimido:

Figura 9.5: Esquema de una red de aire comprimido

Fuente: Guía de Asistencia Técnica de EE en Sistemas Motrices, www.sistemasmotrices.cl, Programa País Eficiencia

Energética 2010

9.3.1 FLUJOS DE ENERGÍA

El siguiente diagrama presenta un balance típico de energía para un sistema de aire comprimido.

http://www.sistemasmotrices.cl/


9-12

Figura 9.6: Balance de energía en un sistema de aire comprimido.

Pérdidas en sistema de refrigeración

Los compresores pueden requerir ser refrigerados, para lo que se usa agua o aire. Generalmente este calor

no se reutiliza posteriormente por lo que se convierte en la principal fuente de pérdida de energía.

Pérdidas por calidad de aire de aspiración.

Las condiciones del aire a comprimir son una condición de borde del sistema, sin embargo, la compresión

resulte más eficiente cuando el aire tiene las siguientes características:

Frio: Se estima que por cada 4ºC de aumento de la temperatura del aire en la aspiración el

consumo de energía aumenta en un 1%.

Limpio: polvo en el aire de aspiración puede producir desgaste prematuro en las partes móviles y

mal funcionamiento de válvulas por abrasión. Para evitar estos efectos se utilizan filtros en el lado

de la succión, estos deben mantener baja la pérdida de carga pues se estima que por cada

0.025kg/cm2 de aumento en la pérdida de carga en la aspiración el rendimiento del equipo se

reduce en un 2%.

Seco: El aire húmedo no incide directamente en consumo de energía del compresor, sin embargo

su empleo puede ser causa de fugas y daños en los equipos, que con el tiempo disminuyen el

rendimiento global del sistema.

Pérdidas debidas a la altitud geográfica de operación

Esta también es una condición de borde determinada por el sitio donde se instala el sistema; pero la altitud

geográfica también afecta al rendimiento volumétrico de la compresión: se calcula que a 2000 msnm

(metros sobre el nivel del mar) el rendimiento volumétrico de un sistema que comprime a 7bar será un 10%

menor respecto de la misma situación a nivel del mar.

Pérdidas por aumento de la temperatura entre etapas de compresión.


9-13

Una masa de aire a mayor temperatura aumenta su volumen. En compresores multietapas los inter-coolers

son dispositivos que se utilizan para reducir el volumen específico del fluido reduciendo la temperatura del

fluido antes de que éste entre en la siguiente etapa. De esta manera se reduce el trabajo de compresión y

aumenta la eficiencia. Se estima que un aumento de 5,5ºC en la temperatura a la entrada de la segunda

etapa de compresión produce un aumento de un 2% en el consumo específico del compresor.

Idealmente hay que acercarse lo más posible a una compresión isotérmica, de manera que la temperatura

del fluido a la entrada de cada etapa sea la misma. El uso de agua más fría, que permita reducir la

temperatura de ingreso a la segunda etapa por debajo de la temperatura de ingreso a la primera etapa

podría reducir aún más el consumo específico, sin embargo, esto podría eventualmente producir

condensación de la humedad del aire lo que podría ocasionar daños a los equipos.

9.3.2 OPORTUNIDADES DE MEJORA DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA

9.3.2.1 OPORTUNIDADES DE MEJORA DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA A NIVEL DE LA

DEMANDA

Selección de la presión de operación óptima del sistema

Un compresor opera entre una presión de carga y una presión de descarga, es decir, el compresor levantará

presión hasta alcanzar su presión de descarga y volverá a levantar presión solo cuando la presión en el

sistema caiga por debajo de la presión de carga.

Un compresor consume más energía mientras mayor sea la presión de trabajo, se estima que la reducción

de 1 bar de la presión de trabajo podría reducir el consumo de energía entre un 6% a un 10%. Por lo tanto la

presión del aire comprimido debe ser la mínima que satisfaga los requerimientos, ante lo cual, la reducción

de presión debe ser analizada cuidadosamente para el buen desempeño del proceso o equipo que funciona

con aire comprimido.

Selección de la correcta estrategia de operación

Un sistema puede ser abastecido por varios compresores de distintos tamaños, capacidades y eficiencias.

Por otro lado, los compresores que trabajan con una estrategia de control de carga/descarga pueden

consumir en descarga hasta un 30% de la potencia a plena carga, por lo tanto, los más eficientes deben

abastecer la demanda base e idealmente un único compresor debe modular su operación para ajustarse a la

demanda, mientras los demás operan cerca de su carga nominal. Otra estrategia a ser evaluada es que el

compresor con menor consumo a carga parcial sea el que module la carga.

Entre las estrategias de control más usadas están las siguientes

Control automático Encendido/Apagado (On/off): como su nombre lo indica este control enciende

o apaga el equipo comandado por un control de presión. Desde el punto de vista energético este

control es muy eficiente pues se eliminan las pérdidas fuera de carga.

Control automáticos de carga y descarga: Este control carga el compresor cuando se requiere

presión en el sistema y lo descarga al alcanzar los requerimientos. En este tipo de control el motor

sigue operando durante la descarga. Energéticamente hablando este tipo de control es menos


9-14

eficiente pues existe un consumo que puede llegar a ser del 30% del consumo en carga nominal

cuando el equipo está en descarga.

Control multietapas: grandes compresores reciprocantes multietapas cuentan generalmente con

un control en pasos (0%, 25%, 50%, 75%, 100%). Este control también presenta consumo cuando no

hay carga.

Control por velocidad variable: Al igual como con bombas y ventiladores, la carga variable de

sistemas de aire comprimido puede ser controlada mediante VDF, lo cual es una forma muy

eficiente de realizar el control desde el punto de vista energético.


TECNOLOGÍA

Pérdidas en el sistema de distribución por fugas (control y reparación de fugas)

Constituye una de las principales medidas para evitar costos energéticos. Las fugas de aire se pueden

presentar en acumuladores de aire, válvulas juntas entre mangueras y tuberías, fitting roscado, equipos y

herramientas. Las fugas disminuyen la presión del sistema con el consecuente consumo de energía.

La figura siguiente presenta la cantidad de aire perdido en función del diámetro del orificio equivalente y la

presión de operación del sistema.

Figura 9.7: Gráficos de la pérdida de aire en sistemas de aire comprimido.

Un procedimiento simple para medir las pérdidas se basa en detectar el tiempo necesario para presurizar el

sistema hasta la presión de parada automática del compresor y luego el tiempo que transcurre hasta que el

compresor entra en operación nuevamente.

Las pérdidas se calculan como:

𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑎𝑖𝑟𝑒 𝑚3

𝑠 =

𝑄 𝑚3

𝑠 ∙ 𝑇 𝑠

(𝑇 + 𝑡) 𝑠

Donde:

P: Pérdida total del sistema (m3/seg)

0

100

200

300

400

500

600

0,5 1 2 3 5 10 12,5

m3

/min

diámetro del orificio equivalente (mm)

7 bar

5 bar

2.5 bar

1 bar


9-15

Q: Capacidad del compresor (m3/seg)

T: Tiempo en carga (seg)

t: Tiempo fuera de carga (seg)

9.3.3 EVALUACIÓN DE LAS VARIABLES QUE AFECTAN LA EFICIENCIA ENERGÉTICA EN

SISTEMA DE AIRE COMPRIMIDO

En compresión se usan comúnmente diversos conceptos de eficiencia, mediante el análisis de estos

conceptos, es posible determinar y analizar los factores que afectan la eficiencia de compresores y sistemas

de aire comprimido. Los conceptos de eficiencia más importantes desde la perspectiva de eficiencia

energética son los siguientes:

1. Eficiencia isentrópica ( 𝜼𝒔 ): Relación entre el trabajo isentrópico calculado y el trabajo

termodinámico real requerido de un compresor. Refleja las pérdidas por roce entre el fluido y el

mecanismo de compresión; estos producen un aumento de temperatura en el fluido al ser

comprimido.

2. Eficiencia mecánica (𝜼𝒎): Relación entre el trabajo termodinámico requerido por un compresor y la

potencia de frenado real requerida. Refleja las pérdidas por fricción, inercia, resistencia

aerodinámica y otras pérdidas mecánicas.

3. Eficiencia volumétrica (𝜼𝒗): Relación entre la capacidad real (volumen total) y el desplazamiento

(volumen barrido).

De esta forma, se puede definir la eficiencia global del compresor como:

𝜼𝒄𝒐𝒎𝒑𝒓𝒆𝒔𝒐𝒓 % = 𝜼𝒔 % ∙ 𝜼𝒎 % ∙ 𝜼𝒗 %

No obstante, en la práctica, la forma más efectiva de comparar el desempeño de distintos compresores bajo

la misma carga de trabajo (incluyendo el motor eléctrico), es el consumo específico por unidad de flujo

volumétrico:

𝐶𝑒 𝑘𝑊𝑒

𝑚3/𝑠 =

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 𝑘𝑊

𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑖𝑚𝑖𝑑𝑜 𝑚3

𝑠

9.4 CORREAS TRANSPORTADORAS

9.4.1 FLUJOS DE ENERGÍA EN CORREAS TRANSPORTADORAS

Las principales pérdidas de energía que ocurren en una correa se deben a16

:

Resistencia de giro de los polines.

Desalineamientos.

Indentación de los polines en la correa.

Deflexión de la correa y del material transportado en el espacio entre polines

16

Alspaugh 2004


9-16

Las pérdidas en los polines son ocasionadas por los fallas en los rodamientos y desalineamiento.

Generalmente estas fallas están relacionadas a la falta de mantenimiento correcto de los polines.

Las pérdidas de energía por indentación del polín en la correa se ilustra en la figura siguiente:

Figura 9.8: Fenómeno de indentación del polín en la correa.

Como puede apreciarse en la figura siguiente, las pérdidas debidas a la interacción de las correas con los

polines son las más importantes (indentación, deflexión de la correa y la carga entre polines), y entre ellas,

destaca la pérdida debido a la indentación. La figura siguiente muestra la importancia relativa de los

elementos que inciden en el consumo de energía de correas transportadoras de distintas configuraciones

(largo y altura de elevación de la carga): correas al interior de plantas (in plant, por ende “más pequeñas”),

correas planas (overland) y correas de alta pendiente; la figura incluye el largo y elevación de cada

configuración considerada.

Figura 9.9: Importancia relativa de los requerimientos de potencia en distintos tipos de correas.


9-17

Fuente: Lewies 2005

En correas de alta y mediana pendiente, el componente de la potencia que se destina a elevar el material es

primordial, por lo que las disminuciones de las pérdidas antes mencionadas no es muy relevante en el

consumo, sin embargo, en correas overland, el control de estas pérdidas toma una relevancia primordial.

9.4.2 OPORTUNIDADES DE MEJORA DE EFICIENCIA ENERGÉ TICA EN CORREAS

TRANSPORTADORAS

Para minimizar las pérdidas se han diseñado nuevos sistemas de polines17

y se ha estudiado y mejorado la

calidad de los compuestos de las correas18

. No obstante las altas reducciones de consumo de energía que se

pueden obtener con estas mejoras en el diseño de componentes de las correas, ellas pueden ser aplicadas

principalmente durante el proceso de diseño y especificación técnica del sistema, y es muy improbable que

estas mejoras puedan ser incorporadas luego de que la planta haya entrado en funcionamiento; en correas

en funcionamiento, las opciones de eficiencia energética comprenden mejorar los programas de

mantenimiento e incorporación de sistemas de medición y control de operación.

Además, como cualquier máquina movida por un motor eléctrico, la eficiencia de una correa transportadora

depende en parte importante de la eficiencia del motor y del sistema de trasmisión de potencia. Como ya

se señaló, la eficiencia en motores eléctricos es tratada en el capítulo respectivo de este documento.

El sistema de trasmisión de potencia puede ser una caja de engranajes o correa dentada para correas de

menor potencia. Las ineficiencias en estos elementos suelen deberse a mantención deficiente de bujes y

rodamientos, así como a tensión incorrecta en la correa de trasmisión.

Muchas veces, las correas transportadoras no llevan un flujo constante de material, e incluso hay lapsos que

operan sin carga alguna. Evitar el funcionamiento sin carga es primordial, por lo que deben instalarse

instrumentos como pesómetros que midan el flujo y permitan detener el funcionamiento de la correa si el

flujo es demasiado bajo, haciendo que esta opere en proceso discontinuo (batch)19

. Adicionalmente, el uso

de VDF permite regular de manera continua la velocidad del motor, permitiendo que éste opere siempre en

su punto de máxima eficiencia20

.

Una opción de eficiencia energética utilizada para disminuir el consumo de sistemas en que hay correas que

transportan material en bajada es instalar sistemas regenerativos que aprovechan la energía de la correa al

bajar el material. En este caso la correa deja de ser un consumidor de energía y se transforma en una fuente

de ésta.

La gestión del funcionamiento de la correa en función de la demanda de carga es un punto de especial

atención en toda auditoría energética, ya que mediante este tipo de análisis y la incorporación de algunos

instrumentos de medición y control se pueden lograr importantes mejoras en la eficiencia energética y

17

Stephens-Adamson 2002.

18 Goodyear 2000.

19 En este caso se debe estudiar la incorporación de partidores suaves al sistema.

20 El principio de operación y la aplicabilidad de los VDF son tratados en el capítulo 13 del presente documento.


9-18

productividad de los sistemas de correas transportadoras, sobre todo en correas instaladas al interior de

plantas de procesos.21

En el documento de Ejemplos prácticos se presenta el análisis de una correa transportadora que opera a

carga variable, enfocando el análisis desde la perspectiva de la ingeniería eléctrica.

9.4.3 EVALUACIÓN DE LAS VARIABLES QUE AFECTAN LA EFICIENCIA ENERGÉTICA DE

CORREAS TRANSPORTADORAS

La eficiencia energética de una correa transportadora no es un indicador habitual para evaluar su

desempeño, sin embargo, podría definirse como energía útil de la correa, la energía cinética y potencial

gravitatoria transmitida a la carga transportada y como energía aportada al sistema el consumo de

electricidad de los motores que mueven la correa. La ecuación asociada tendría la siguiente forma:

𝜂𝐶𝑜𝑟𝑟𝑒𝑎 % =𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑘𝑔

𝑠 ∙ 1

2 𝑣 𝑚

𝑠

2+ 9,8 𝑚

𝑠2 ∙ 𝐻 𝑚

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑘𝑊 ∙ 100%

Donde:

v es la velocidad de la correa (m/s), determina la energía cinética

H es la elevación de la correa 8m) o diferencia de cota entre sus extremos inferior y superior,

determina la energía potencial gravitatoria.

9,8 m/s2 corresponde a la aceleración de gravedad en la atmósfera (es conocida como g).

Esta definición de eficiencia energética debería ser consistente con la estimación de todas las pérdidas de

energía del sistema, incluyendo las pérdidas de energía de los motores, es decir:

𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠𝐶𝑜𝑟𝑟𝑒𝑎 % = 𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠𝑖 𝑘𝑊

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑘𝑊 𝑖

= 100% − 𝜂𝐶𝑜𝑟𝑟𝑒𝑎 %

9.5 EJEMPLOS: PÉRDIDAS EN UN SISTEMA DE BOMBEO

Situación

Durante el recorrido e inspección de una auditoría energética de una planta, el encargado de

mantenimiento le comenta al auditor que tiene un problema en una válvula reguladora de flujo de un

sistema de impulsión de agua: la válvula normalmente cavita, lo que la deteriora, teniendo que repararla

cada 10 o 12 meses razón por la cual está pensando en comprar una válvula de mejor calidad y que resista

las cavitaciones.

El auditor de inmediato nota que existen alternativas que permitirían solucionar el problema del encargado

de mantención y que, adicionalmente, permiten un ahorro energético y económico. Para esto, debe analizar

21

Lewies 2005.


9-19

el problema desde el punto de vista técnico y económico y presentarle las opciones, números en mano, al

encargado de mantenimiento y al ingeniero de planta.

Levantamiento de información, mediciones y análisis del problema

El primer paso para realizar el análisis técnico-económico requerido es determinar cómo opera el sistema y

determinar el origen de la falla de la válvula de control. Para ello es necesario conocer las curvas

características de la bomba y realizar un levantamiento del piping del sistema de impulsión.

Luego de una inspección, el auditor se da cuenta que la válvula de control opera entre un 15% y un 20%

abierta y con considerable ruido producto de cavitación en la válvula. Esto indica que aparentemente la

válvula no fue dimensionada adecuadamente.

En la descarga de la bomba hay instalado un manómetro, el cual durante la operación de la bomba indica

6,8 bar. El auditor sabe que una restricción de caudal por medio de una válvula es una forma ineficiente

(desde el punto de vista energético) de control, e intuye que una parte importante de los 6,8 bar que la

bomba entrega en la descarga se pierden en la válvula.

Desde la oficina técnica, el ingeniero de planta le indica al auditor que no poseen las curvas características

de la bomba. Luego de una inspección a la bomba y al motor, el auditor encuentra las placas de ambos

equipos, los que fueron instalados nuevos hace 4 años. En la placa, junto al modelo y al número de serie, el

auditor encuentra los siguientes datos:

Tabla 9.2: Datos de placa de la bomba

Velocidad 1750 rpm

Caudal 140 m3/h

Presión 82 mH2O

Diámetro impeller 430 mm

Gracias a los datos de la placa el auditor puede encontrar las curvas de la bomba en la página web del

fabricante.

Figura 9.10: Curva de la bomba entregada por el fabricante.


9-20

Intersecando la curva de la bomba con la presión de operación (6,8 bar), el auditor pudo determinar el

caudal de operación, el que corresponde a 80 m3/h. (Si el auditor no hubiese encontrado las curvas de la

bomba hubiera tenido que medir el caudal por medio de instrumentación adecuada, o simplemente

registrando el tiempo de llenado del estanque de descarga).

De la curva de la bomba el auditor observa que ésta no se encuentra operando en el punto de máxima

eficiencia (BEP), el cual se obtiene al entregar 105 m3/h, por lo que deduce que la bomba se encuentra

sobredimensionada para este proceso.

Midiendo la potencia consumida por la bomba durante su operación normal, se obtiene que ésta

corresponde a 22,1 KW.

El auditor piensa en 2 alternativas adicionales a la que el encargado de mantenimiento ha considerado:

A) Instalar una nueva válvula de control más robusta que no presente problemas debidos a la alta

presión diferencial. Esto soluciona el problema de las reiteradas fallas de la válvula, pero no aborda

el tema energético, pues del punto de vista energético es equivalente al sistema actual.

B) Maquinar el impulsor de la bomba para que ésta opere en un punto de menor caudal y se

disminuya la caída de presión en la válvula.

C) Eliminar la válvula de control e instalar un variador de frecuencia que controle el caudal de la

bomba.

Nota: a continuación se analizará técnicamente la eficiencia de cada una de las medidas propuestas. El

análisis económico de estas medidas, con sus costos asociados, se desarrolla en el capítulo 18.13 del apunte.

Figura 9.11: Curvas y puntos de operación asociados a las distintas alternativas evaluadas.

Para obtener las curvas del sistema el auditor realiza un modelamiento hidráulico de las líneas de piping. La

presión estática es determinada midiendo la diferencia de cota entre la descarga de la bomba y la entrada al

estanque. Los cálculos de pérdidas de carga son resueltos de manera manual con apoyo de planillas de


9-21

cálculo, aunque también existen variados software de piping que permiten modelar el sistema realizar los

cálculos. Realizados estos cálculos, el auditor determina que sin válvula de control, la presión para un caudal

de 80 m3/h será de 3,4 bar.

El auditor nota la gran diferencia de presión entre el caso actual y el caso sin válvula, alcanza los 3,4 bar. El

auditor calcula a que potencia hidráulica corresponde a esta caída de presión, para lo cual utiliza la siguiente

fórmula:

𝑃 = 𝜌 ∙ 𝑔 ∙ 𝑄 ∙ 𝐻

Donde:

ρ : densidad del fluido (1000 kg/m3).

g : aceleración de gravedad terrestre (9,8 m/s2).

Q : caudal del fluido impulsado (80 m3/h)

H : presión (3,4 bar)

Con lo que obtiene que la potencia hidráulica perdida en la válvula es 𝑃 = 7,6 kW, por lo que parece muy

importante reducir o eliminar la caída de presión en la válvula.

En este caso, las curvas para distintos diámetros de rotor y distintas velocidades no se encuentran

disponibles, por lo que el consultor no podrá realizar el análisis mediante el método estándar.

Como las curvas para distintos diámetros de rotor y distintas velocidades no se encuentran disponibles, el

consultor recurre a las leyes de semejanza de las bombas para tener una aproximación que permita

comparar las alternativas.

El auditor lee de la placa de la bomba que esta opera a 1450 rpm (también podría medirla con un tacómetro

laser), y mediante los cálculos realizados a partir del modelamiento del sistema, puede estimar la presión a

la que operará la bomba de eliminarse la válvula de control. Sabiendo esto puede aplicar la siguiente

relación para obtener la velocidad de operación con VDF:

𝐻1

𝐻2

= 𝑁1

𝑁2

2

𝐷1

𝐷2

2

Dónde,

𝐻1 y 𝐻2 : presión en la descarga de la bomba en dos puntos de operación. 𝑁1 y 𝑁2 : velocidad de operación de la bomba para las presiones 𝐻1 y 𝐻2 a caudal constante. 𝐷1 y 𝐷2 : diámetro de los rodetes de la bomba para las presiones 𝐻1 y 𝐻2 a caudal constante.

En el caso de la alternativa B, la condición de presión para la operación con rodete de menos diámetro debe

ser definida apropiadamente, ya que en esta alternativa, de todos modos se debe mantener instalada una

válvula de control para regular el flujo.

El auditor considera dimensionar el rodete para una presión 30% mayor a la del sistema sin válvula. Esto

equivaldrá a mantener la válvula instalada, pero con un mayor porcentaje de apertura, evitando la

cavitación y permitiendo una regulación de flujo, de ser necesaria.

Resolviendo para la alternativa B, se tiene:

6,8 bar

4,4 𝑏𝑎𝑟=

1450 rpm

1450 𝑟𝑝𝑚

2

430 𝑚𝑚

𝐷𝐵

2


9-22

𝐷𝐵 = 347 𝑚𝑚

Para el caso del uso del VDF (alternativa C), la presión utilizada es aquella en que no se considera válvula en

el sistema.

Resolviendo para la alternativa C, se tiene:

6,8 bar

3,4 𝑏𝑎𝑟=

1450 rpm

𝑁𝐶

2

430 𝑚𝑚

430 𝑚𝑚

2

𝑁𝐶 = 1025 𝑟𝑝𝑚

Conocida la velocidad a la que deberá operar la bomba cuando funcione con VDF o el nuevo diámetro del

rodete, el auditor puede utilizar otra relación para determinar la potencia a la que ésta operará:

𝑃1

𝑃2

= 𝑁1

𝑁2

3

𝐷1

𝐷2

2

Dónde,

𝑃1 y 𝑃2 : potencia de la bomba a caudal constante con velocidades de operación 𝑁1 y 𝑁2 y diámetros de rodete 𝐷1 y 𝐷2.

Resolviendo para la alternativa B:

22,1 𝑘𝑊

𝑃𝐵

= 1450 𝑟𝑝𝑚

1450 𝑟𝑝𝑚

3

430 𝑚𝑚

347 𝑚𝑚

2

𝑃𝐵 = 11,6 𝑘𝑊

Resolviendo para la alternativa C:

22,1 𝑘𝑊

𝑃𝐶

= 1450 𝑟𝑝𝑚

1025 𝑟𝑝𝑚

3

430 𝑚𝑚

430 𝑚𝑚

2

𝑃𝐵 = 7,8 𝑘𝑊

La siguiente tabla muestra un resumen con los principales parámetros del cálculo de las potencias

consumidas por la bomba para las distintas alternativas.

Tabla 9.3: Parámetros de cálculo de potencia consumida por el sistema de bombeo.

Instalar una nueva válvula

(A) Maquinar el impulsor (B)

Instalar VDF y eliminar la válvula (C)

Caudal [m3/h] 80 80 80

Presión [bar] 6,8 4,4 3,4

Velocidad [rpm] 1450 1450 1025

Diámetro rodete [mm] 430 347 430

Potencia [KW] 22,1 11,6 7,8


9-23

Dado que el tiempo de operación de la bomba no depende de la alternativa que se elija, la potencia

calculada en la tabla anterior es directamente proporcional al consumo energético, el que será calculado en

los ejemplos de evaluación económica.

Realizado este cálculo, el auditor puede señalarles al encargado de mantención y al ingeniero de planta cual

de las alternativas es la más eficiente en términos de consumo. Sin embargo, esta información no es

suficiente para que éstos tomen la decisión de aplicar una u otra alternativa, ya que los costos de inversión y

las alternativas de financiamiento son bastante distintos y es necesario un análisis económico para

identificar la alternativa más rentable.

Observaciones:

1) Si las curvas de la bomba estuviesen disponibles en la oficina técnica o en la página del fabricante,

el método de cálculo sería el siguiente:

Considerando que las curvas de la bomba a distintas velocidades y con distintos diámetros de

rodete están disponibles, el auditor puede conocer todos los parámetros necesarios para

calcularla potencia consumida (en W), la cual está dada por la siguiente ecuación:

𝑃 =𝜌 ∙ 𝑔 ∙ 𝑄 ∙ 𝐻

𝜂𝑏 ∙ 𝜂𝑚

Donde:

𝜌 : densidad del fluido (1000 kg/m3).

𝑔 : aceleración de gravedad terrestre (9,8 m/s2).

𝑄 : caudal del fluido impulsado. (m3/s)

𝐻 : atura (presión en unidades de longitud) que debe vencer la bomba. (m de fluido) 𝜂𝑏 : eficiencia de la bomba en el punto de operación. 𝜂𝑚 : eficiencia del motor de la bomba.

2) El cálculo realizado, utilizando las leyes de semejanza es menos exacto que el que se puede realizar

con la ecuación de cálculo de la potencia, sin embargo, es una buena primera aproximación para

saber qué alternativa es más conveniente. Si se quiere tener mayor certeza de las potencias

consumidas, se deberá obtener las curvas de las bombas, de modo de evaluar las eficiencias en

cada uno de los puntos de operación propuestos.

3) Notar que el diámetro D2 es un 80% del diámetro original. Se debe asegurar que el diámetro

original sea cercano al máximo diámetro permitido en la carcasa de la bomba. De no ser así, se

corre el riesgo que el nuevo diámetro sea demasiado pequeño para la carcasa, produciéndose una

gran disminución de la eficiencia de la bomba.

4) El auditor se plantea la alternativa del uso del VDF debido a que el motor es relativamente nuevo.

El uso de VDF en motores antiguos está limitado, debido a que el VDF exige al motor, pudiendo este

último sobrecalentarse, quemarse o presentar un envejecimiento prematuro de su aislación

eléctrica. Por lo general, se sugiere implementar un sistema de medición periódica de la

temperatura del motor y de su aislamiento eléctrico.

5) Al agregar un VDF debe considerarse que su uso puede introducir armónicas en la red. Las

complicaciones y metodologías de control de este efecto indeseado son abordadas en el capítulo

14.

6) Se aconseja realizar una medición periódica de vibraciones mecánicas para asegurar la vida útil de

los componentes del sistema.

Evaluación económica


9-24

Las alternativas a evaluar por el auditor son:

A) Instalar una nueva válvula de control más robusta que no presente problemas debidos a la

cavitación.

B) Maquinar el impulsor de la bomba para que ésta opere en un punto de menor caudal y se

disminuya la caída de presión en la válvula. Esta solución considera reparar la válvula existente.

C) Eliminar la válvula de control e instalar un variador de frecuencia que controle el caudal de la

bomba.

Para realizar la comparación económica de las tres alternativas el auditor utiliza los 3 indicadores siguientes:

PRC, VAN y TIR.

A continuación se presenta una tabla con los gastos de inversión y mantenimiento de las distintas medidas

evaluadas:


9-25

Tabla 9.4: Costos en pesos asociados a las distintas alternativas evaluadas.

Ítem Caso base Alternativa A Alternativa B Alternativa C

Costo de reparar válvula antigua -1.000.000

-1.000.000 costo válvula nueva

-2.500.000

costo maquinado

-1.125.000 costo VDF (+instalación)

-10.750.000

Diferencia de inversión 0 -1.500.000 -1.125.000 -9.750.000

mantenimiento bombas anual -250.000 -250.000 -250.000 -500.000

reparación bombas anual -750.000 -750.000 -750.000 -750.000

reparación válvula anual -1.000.000 Costo de energía consumida anual -8.710.550 -8.710.550 -4.464.735 -3.079.644

Ahorro anual debido al menor mantenimiento 0 1.000.000 1.000.000 1.000.000

Ahorro anual debido a la disminución de consumo 0 0 4.145.815 5.630.905

Costo diferencial anual 0 0 0 -250,000

Ahorro anual total 0 1.000.000 5.145.815 6.630.905

El auditor no considera el costo de disposición final (decommissioning) de los equipos. Se consideran

mantenciones periódicas de las bombas, para las que también se consideran reparaciones eventuales, que

por simplicidad se asumen anuales.

Se considera los costos de energía y mantenimiento del caso base (operar con la válvula antigua y repararla

una vez al año) para calcular los costos anuales, costos de inversión y ahorros anuales de las demás

alternativas.

El auditor considera una depreciación lineal de los equipos. Realiza el descuento del 17% de impuestos a la

utilidad antes de impuestos, con lo que obtiene la siguiente tabla de utilidades finales.

Tabla 9.5: Flujo de caja en pesos de las distintas alternativas evaluadas.

Alternativa A Alternativa B Alternativa C

Inversión -1.500.000 -1.125.000 -5.000.000

año1 883.125 4.316.182 5.423.652

año2 883.125 4.316.182 5.423.652

año3 883.125 4.316.182 5.423.652

año4 883.125 4.316.182 5.423.652

año5 883.125 4.316.182 5.423.652

año6 883.125 4.316.182 5.423.652

año7 883.125 4.316.182 5.423.652

año8 883.125 4.316.182 5.423.652

Calculando el PRC se tiene:

𝑃𝑅𝐶 =𝐼𝑑𝑖𝑓

𝐴𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙

Donde,

𝐼𝑑𝑖𝑓 : Inversión diferencial de la alternativa evaluado en relación al caso base. 𝐴𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 : Ahorro producido gracias a la alternativa evaluada en relación al caso base. Considera todos los gastos que se realicen. Puede resultar menor que 0, lo que significa que el proyecto evaluado no recupera la inversión.


9-26

Evaluando este indicador para las tres alternativas se obtiene:

Tabla 9.6: Períodos de recuperación de capital de las distintas alternativas

𝑷𝑹𝑪𝑨 𝑷𝑹𝑪𝑩 𝑷𝑹𝑪𝑪

1,70 años 0,26 años 0,92 años

Viendo este resultado pareciera que la alternativa B es la más conveniente, esto debido principalmente a

que requiere de una menor inversión. Sin embargo, como ya se ha mencionado, y como de verá a

continuación, el PRC no es el mejor indicador para discriminar la rentabilidad de una proyecto. Es por esto

que el auditor lo usa sólo como una referencia y calcula el VAN para discriminar entre los proyectos.

𝑉𝐴𝑁 = −𝐼𝑑𝑖𝑓 + 𝐴𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙

1 + 𝑖 𝑛

𝑛

1

Donde,

𝐼𝑑𝑖𝑓 : Inversión diferencial de la alternativa evaluado en relación al caso base. 𝐴𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 : Flujo de caja anual (ahorro o gasto realizado cada año). Puede ser diferente en cada período. 𝑖 : Tasa de descuento considerada para el análisis del proyecto. 𝑛 : Plazo de períodos (años, en este caso) por el que se evaluará el proyecto.

En este caso, el auditor considera una vida útil del proyecto de unos 8 años. La tasa de descuento que ocupa

es de un 12%, aunque a veces suelen ocuparse tasas mayores, de hasta 16%.

Evaluando este indicador para las tres alternativas se obtiene:

Tabla 9.7: Valor actual neto de las distintas alternativas

𝑽𝑨𝑵𝑨 𝑽𝑨𝑵𝑩 𝑽𝑨𝑵𝑪

$ 2.577.720 $ 18.139.499 $ 19.591.738

Este indicador nos muestra que la alternativa C es la que presenta mayor rentabilidad luego de los 8 años de

evaluación, ya que genera mayores ahorros.

Para reforzar este resultado, y presentar la tasa de retorno de los proyectos al ingeniero de planta, el

auditor calcula la TIR, la que corresponde a la tasa de descuento que hace al VAN igual a 0:

𝑉𝐴𝑁 = −𝐼𝑑𝑖𝑓 + 𝐴𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙

1 + 𝑇𝐼𝑅 𝑛= 0

𝑛

1

Tabla 9.8: Tasa interna de retorno de las distintas alternativas

𝑻𝑰𝑹𝑨 𝑻𝑰𝑹𝑩 𝑻𝑰𝑹𝑪

57% 384% 108%

El criterio de la TIR indica que la alternativa B es la más rentable, ya que es la que presenta una mayor tasa

de retorno.

El auditor presenta los resultados de los indicadores calculados a la gerencia, quienes son los encargados de

tomar la decisión en función de sus prioridades.



9-27

1) El sistema de bombeo conformado por 2 bombas en paralelo más una stand-by, bombea 500 m3/h a un

estanque en altura de 1000 m3 de capacidad ubicado dentro de la misma planta industrial. La descarga

del estanque es gravitacional a razón de 350 m3/h, por lo que el estanque se llena en unas 6 a 7 horas,

lo que obliga a detener las bombas cada cierto tiempo (el estanque cuenta con un indicador de nivel

que detiene automáticamente las bombas). El sistema lleva funcionando más de 10 años sin mayores

modificaciones, pero las repetidas partidas y paradas hacen que se produzcan fallas constantemente.

Por esta razón, el encargado de mantención decide instalar una válvula de control cerca de la descarga

de las bombas. ¿A priori, que medidas alternativas propondría para solucionar el problema? Justifique

brevemente su elección.

a) Instalar un VDF para los motores de las bombas.

b) Instalar partidores suaves.

c) Instalar un estanque de mayor capacidad para evitar las detenciones reiteradas.

d) Todas las anteriores.

Justificación: No parece conveniente instalar un variador de frecuencia en un motor de más de 10 años

que ha sufrido reiteradas partidas directas. Instalar un estanque de mayor capacidad puede ser

complejo, principalmente por el largo tiempo de intervención y el limitado espacio que suelen tener las

plantas industriales.

2) En una planta hay una correa de las siguientes características:

Largo horizontal: 90 m.

Altura de elevación: 15 m.

Ancho de correa: 24’’.

Caudal másico nominal: 315 ton/h.

Velocidad de la correa: 2,0 m/s.

Densidad aparente del producto transportado: 1600 kg/m3.

Peso de la correa: 8,2 kg/m.

Peso del material en la correa: 40 kg/m

Si la demanda de material disminuye en 1/3 de la original, calcule el ahorro anual que puede lograrse al

utilizar un VDF. Suponga que las labores se detienen durante una hora todos los días (horario de colación),

pero la correa sigue funcionando. Calcule el ahorro energético que puede lograrse si la correa se detuviese

durante esta hora. Calcule utilizando la siguiente ecuación simplificada:22

𝑃 = 𝑀𝑐 + 𝑀𝑚 ∙ 𝐶𝑟 + 𝑀𝑚 ∙ 𝑠𝑒𝑛(𝛼) ∙ 1,25 ∙ 𝑉𝑐 ∙ 𝑔

Donde,

𝑀𝑐 : peso de la correa por unidad de longitud. [kg/m]

𝑀𝑚 : peso del material transportado en la correa por unidad de longitud kg/m. [kg/m]

𝐶𝑟 : coeficiente de fricción que considera todos las pérdidas en la rodadura de los polines, el

contacto con éstos, la alimentación, etc. Se asume = 0,08 en este caso.

𝛼 : ángulo de inclinación de la correa. (𝛼 = 9,5°)

𝑉𝑐 : velocidad de la correa.

22

El cálculo de correas debe realizarse de acuerdo a normas como la DIN 22101 o el manual de diseño CEMA. Se presenta

una versión simplificada que omite varios valores y que se presenta en este apunte sólo con carácter evaluativo.


9-28

𝑔 : aceleración de gravedad. (𝑔 = 9,8 m/s2)




[2] SAVE 2001: European Comission, “Study on improving the energy efficiency of pumps”, Estudio en

el marco del programa SAVE (2001).

[3] UNEP 2006: United Nation Environment Programme, “Energy Efficiency Guide for Industry in Asia”

(2006).

[4] FMA 2006: Fan Manufacturers Association, “Fan Efficiency - Guidance from the Fan Manufacturers

Association”, FMA guidance note 4, www.feta.co.uk/fma/index.htm.

[5] BEE 2006: Bureau of Energy Efficiency, “Energy Performance Assessment for Equipment and Utility

Systems”, www.em-ea.org.

[6] Pumpschool 2007: www.pumpschool.com, “Efficiency and Life-Cycle-Cost Calculation” (2007).

[7] HI 2001: Hydraulic Institute, Europump, U.S. Department of Energy’s Office of Industrial

Technologies, “Pump Life Cycle Costs: A Guide to LCC Analysis for Pumping Systems” (2001).

[8] Fan Handbook 1997: Frank P. Bleier, “Fan Handbook: Selection, Application and Design”, McGraw

Hill (1997).

[9] Goodyear 2000: David Gallagher, “Low Rolling Resistance for Conveyor Belts”, Goodyear Conveyor

Belt Products (2000).

[10] Stephens-Adamson 2002: Allan G. Tapp, “Energy Saving Belt Conveyor Idlers”, Stephens-Adamson

Belt Conveying Components (2002).

[11] Alspaugh 2004: M. A. Alspaugh, “Latest Developments in Belt Conveyor Technology”, Overland

Conveyor Co., Inc. (2004).

[12] Lewies 2005: Dirk Johannes Lewies Marx, “Energy Audit Methodology for Belt Conveyors”, Faculty

of Engineerig, Built Environment & Information Technology, University of Pretoria (2005).

[13] Kropf-Eilers 2009: Adolfo Kropf-Eilers, “Energy-Optimized Belt Conveyors – Development, Testing

Methods and Field Measurements”, Continental A.G., CONTITECH-Conveyor Belt Group (2009).

[14] W. G. Sullivan, “Engineering. Economy”, Prentice Hall, 2008.

[15] “Manual para la Gestión de la Energía en la Industria Metal-Mecánica, CNE”, 2009.

[16] Graham, 2001: Graham, J.; Harvey, C.: “The theory and practice of corporate finance: evidence

from the field”. Journal of Financial Economics, Nº 60, 2001, pp 187-243.

[17] Técnicas energéticas en la Industria. Libro 3. IDEA, 1980

[18] Compressed air manual, 7th ed. Atlas Copco, 2010.


9-29

SECCIÓN C. OPCIONES DE MEJORA

DE EFICIENCIA ENERGÉTICA EN

PROCESOS TÉRMICOS

10-1

10. EFICIENCIA EN ENERGÍA TÉRMICA

Los procesos térmicos son aquellos diseñados para satisfacer requerimientos de calor o frío de una planta,

involucrando para esto la transferencia de calor desde un medio a otro.

La eficiencia energética en un sistema térmico depende principalmente de la capacidad de entregar calor

desde un medio a otro, capacidad que se debe maximizar en ciertos puntos y minimizar en otros. En los

casos en que los requerimientos de calor son satisfechos a partir de la combustión, la eficiencia dependerá

también de la eficiencia en el proceso de combustión.

A continuación se revisan conceptos que son transversales a todos o gran parte de los sistemas térmicos.

10.1 CONCEPTOS IMPORTANTE S DE ENERGÍA TÉRMICA

Calor específico

La capacidad de un cuerpo de almacenar calor, es la cantidad de energía (calor) necesaria para aumentar en

1ºC la temperatura de 1 kg de una sustancia. Indica la mayor o menor dificultad que presenta dicho cuerpo

para experimentar cambios de temperatura bajo el suministro de calor.

La capacidad de calor de los medios más comunes se presenta en la siguiente tabla:

Medio Calor específico

kcal/kg °C

Agua 1

Aire 0,24

Calor sensible y calor latente

Calor sensible: Aquel que recibe una sustancia sin afectar su estado y es que el que modifica la temperatura

de la sustancia.

Calor latente: Aquel que recibe una sustancia utilizado para cambiar de fase. El calor latente no modifica la

temperatura pues la energía se utiliza para el cambio de fase. El calor latente de evaporación del agua es de

2257 kJ/kg (539 kcal/kg) a 100 ºC

Vapor y cambio de fases

Durante un proceso de ebullición de un líquido, ocurre un aumento en el volumen y una disminución

constante en el nivel de líquido como resultado de una mayor cantidad de este convertido en vapor.

Durante el proceso de cambio de fase, coexisten cantidades de líquido y de vapor (mezcla saturada de

líquido y vapor).


10-2

Figura 10.1: Diagrama de vapor presión - entalpía

Líquido saturado: cuando la sustancia se encuentra en estado líquido y no hay vapor, pero que con un

mínimo aporte de calor adicional, comenzará a evaporar. Es decir, si estuviéramos condensando vapor, es el

punto en que se ha condensado hasta la última fracción de vapor.

Vapor saturado: el proceso de cambio de fase alcanza un punto en que se ha evaporado hasta la última gota

de líquido, en esa condición se habla de vapor saturado.

Vapor sobrecalentado: Corresponde al vapor de agua a una temperatura mayor que la del punto de

ebullición. Se crea por el sobrecalentamiento del vapor saturado o húmedo para alcanzar un punto mayor al

de saturación. Contiene mayor temperatura y menor densidad que el vapor saturado en una misma

presión.

Título (calidad) del vapor: corresponde a la fracción entre la cantidad de vapor seco respecto a la cantidad

de mezcla agua vapor. El vapor seco tiene título uno (1,0); el agua saturada tiene título cero (0,0).

Calidad del vapor: en la jerga industrial cuando se habla de vapor de buena calidad, normalmente se refieren

a vapor seco y con vapor de mala calidad se refieren a vapor húmedo; esto debido a que en la industria es

común el uso de vapor saturado seco. A veces, por una mala especificación del tipo de caldera (pirotubular o

acuotubular) y su capacidad y potencia, ocurren problemas de operación en la caldera, generándose vapor

húmedo en vez de vapor seco o el vapor arrastra humedad a los procesos. Pero la calidad del vapor no tiene

relación con su título; la calidad del vapor está relacionada con su presión y temperatura: a mayor presión y

temperatura, mayor calidad: el vapor saturado es de mayor calidad a mayor presión; a una misma presión,

el vapor sobrecalentado es de mayor calidad que el vapor saturado y el vapor sobrecalentado es de mayor

calidad a mayor presión y temperatura. El vapor húmedo es malo porque daña el sistema asociado al vapor

y disminuye la transferencia de calor en los equipos de proceso; es consecuencia de problemas de operación

de la caldera o del sistema de distribución de vapor.


10-3

Adicionalmente el diseño de la red de vapor (cañerías, derivaciones, componentes, la aislación) tiene un

importante rol en mantener un vapor de calidad y evitar la condensación antes que el vapor llegue a

utilizarse en un proceso.

Potencia térmica de una caldera: cuando se menciona la potencia térmica de una caldera, es conveniente

indicar si se está haciendo referencia a la potencia térmica útil (calor útil de la caldera) o la potencia térmica

del quemador o sistema de combustión de la caldera. En el apunte se entenderá por potencia térmica de la

caldera a la potencia térmica proporcionada por el quemador, la cual deriva del flujo máximo de

combustible por su poder calorífico inferior. Como sinónimo, a veces también se le llama capacidad a la

potencia térmica útil de la caldera, resultante del flujo de vapor producido por la diferencia de entalpía

entre el agua de alimentación y la entalpía del vapor.

Capacidad de una caldera: en el apunte se entenderá por capacidad de la caldera a la cantidad de vapor

producido o generado por hora, expresada comúnmente en kg/hr, ton/hr o tph.

Combustibles

Una de las propiedades más importantes de los combustibles es el poder calorífico. El poder calorífico es la

cantidad de energía química almacenada en un combustible que puede liberarse producto de la combustión.

Se expresa en general en kcal/kg, kJ/kg u otras unidades de energía por unidad de masa. En el caso de

combustibles gaseosos y líquidos se suele utilizar KJ/m3 o KJ/litro, considerando una densidad de referencia

estándar.

La mayor parte de los combustibles (hidrocarburos) contienen hidrógeno. En la reacción de combustión el

hidrógeno se combina con oxígeno para formar agua, que dada la temperatura se forma en estado gaseoso

(vapor). La energía contenida en el vapor producto de su cambio de fase (calor latente) normalmente no es

transferida al proceso y se pierde junto con los gases de escape. Es por ello que se han establecido las

siguientes distinciones:

Poder Calorífico Superior: Energía que puede liberarse en un proceso de combustión. Considera que el

vapor de agua proveniente de la combustión del hidrógeno del combustible (%peso H2) se condensa (incluye

calor latente).

Poder calorífico inferior: Considera que el vapor de agua proveniente de la combustión del hidrógeno del

combustible (%peso H2) se mantiene en estado gaseoso (no incluye calor latente). Utilizado

preferentemente en balances de energía.

El poder calorífico inferior (PCI) resta del poder calorífico superior (PCS) el calor latente en la formación de

vapor de agua (hfg = 2400 kJ/kg).

PCS = PCI + 2400 *(W + 9*H) , kJ/kg

W y H son las fracciones másicas en el combustible, de humedad e hidrógeno respectivamente.

Los balances energéticos y rendimientos pueden expresarse tanto en base al PCS como al PCI, siempre y

cuando eso sea consistente en todos los cálculos.


10-4

10.2 EFICIENCIA EN LA COMBUSTIÓN

La combustión es una reacción química exotérmica en la que participan oxígeno y un combustible.

Comúnmente se utiliza aire como comburente, pero sólo el oxígeno del aire participa activamente en la

combustión.

Se denomina combustión perfecta o estequiométrica aquella en que la reacción química entre el aire y el

combustible se realiza completamente, con la cantidad de aire exacta resultante de la ecuación

estequiométrica. Esta cantidad de aire se denomina aire estequiométrico. La combustión completa

corresponde a la combustión de mayor eficiencia, es decir aquella donde se aprovecha el total de la energía

contenida en el combustible.

La eficiencia de la combustión dependerá de la relación entre el aire y combustible. En la práctica, dado que

aunque se trate de combustibles gaseosos, por diversos factores la mezcla de aire con el combustible no es

perfecta (la forma de inyección del combustible y el aire; la forma y distribución de temperatura de la llama;

la temperatura en la cámara de combustión no homogénea; entre otros factores). Ello implica que para

obtener una combustión completa (eficiente), se requiere agregar aire adicional o un exceso de aire por

sobre el estequiométrico. El exceso de aire se expresa comúnmente en tanto por ciento respecto al aire

estequiométrico. El aire estequiométrico y el exceso de aire necesario para asegurar una combustión

completa, dependen del combustible y del sistema de quemado.

En una combustión completa entonces, sobrará oxígeno, el que se manifestará en los gases de escape. Si el

aire es insuficiente la combustión no se realizará de forma completa manifestándose en los gases de escape

con la presencia de hidrocarburos inquemados, monóxido de carbono.

Figura 10.2: Combustión perfecto, completa e incompleta

Combustión perfecta

CO2+N2+H2O

Combustión completa

CO2+N2+H2O+O2

Combustión incompleta

CO2+N2+H2O+O2+CO

Calor Calor Calor + Humo


10-5

Figura 10.3: comportamiento de la combustión en función del exceso de aire

El exceso de aire requerido para distintos combustibles se presenta en la siguiente tabla:

Combustible Exceso de aire [%]

Gas Natural 10%

GLP 15%

Diésel 20 – 25%

Carbón pulverizado 25 - 30%

Cuando la combustión con exceso de aire es completa y cuando se usan combustibles que no contienen O2

entre sus constituyentes, es posible determinar el exceso de aire a partir de la medición de O2 o CO2 en los

gases con dos ecuaciones simples (también pueden usarse para un cálculo rápido aproximado cuando no se

den estás condiciones), que respectivamente son las siguientes:

𝐸𝑥𝑐𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑎𝑖𝑟𝑒 % = %𝑂2

𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜

21% − %𝑂2𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜

∙ 100%

𝐸𝑥𝑐𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑎𝑖𝑟𝑒 % = %𝐶𝑂2

𝑒𝑠𝑡𝑒𝑞𝑢𝑖𝑜𝑚 é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜− %𝐶𝑂2

𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜

%𝐶𝑂2𝑚𝑒𝑑 𝑖𝑑𝑜

∙ 100%

La combustión completa considera una conversión total del carbono (C) e hidrógeno (H2) del combustible,

en dióxido de carbono (CO2), agua (H2O) y liberación de calor. Si el combustible contiene azufre se forma

además dióxido de azufre (SO2). En una buena combustión, el exceso de aire debe ser mínimo y también el


10-6

O2 en los gases, el CO2 en los gases de combustión debe ser máximo sin presencia de CO, ni carbono no

quemado en gases (hollín) y en cenizas. La presencia de CO evidencia combustión incompleta y una pérdida

de energía, ya que la reacción que produce CO libera menos calor que la producción de CO2 (2.430 v/s 8.084

Kcal/Kg_carbono).

Las ecuaciones siguientes representan la combustión estequiométrica del metano (CH4) y su combustión

completa con 15% de exceso de aire, respectivamente. Se aprecia claramente el efecto del exceso de aire en

la composición de los gases de combustión: aumento del volumen de oxígeno y nitrógeno:

𝐶𝐻4 + 2 ∙ 𝑂2 + 3,76 𝑁2 ⟹ 𝐶𝑂2 + 2𝐻2𝑂 + 2 ∙ 3,76 𝑁2

𝐶𝐻4 + 2 ∙ 1 + 0,15 ∙ 𝑂2 + 3,76 𝑁2 ⟹ 𝐶𝑂2 + 2𝐻2𝑂 + 2,3 ∙ 3,76 𝑁2 + 0,3 𝑂2

10.2.1 PÉRDIDAS DE ENERGÍA ASOCIADAS A LA COMBUSTIÓN

La composición y propiedades de los combustibles tienen efecto en la eficiencia térmica del equipo donde

son usados, debido principalmente a las componentes de pérdidas derivadas de la combustión del

combustible respectivo, que son las siguientes:

a) Calor sensibles en gases secos: depende principalmente de la temperatura de los gases de

combustión a la salida del equipo, del caudal de gases y en menor grado de la composición de los

gases; tal temperatura puede ser menor cuando se usan combustibles cuyos gases de combustión

tengan menor punto de rocío. El caudal de gases depende del aire estequiométrico que requiere

cada combustible y del exceso de aire usado. Esta pérdida también depende del diseño y estado del

equipo en cuestión, es decir, de la buena transferencia de calor y la superficie involucrada.

b) Calor por humedad en los gases derivada del hidrógeno en el combustible: cuan mayor sea el

contenido de hidrógeno del combustible, mayor será la pérdida de energía por este concepto.

Recordemos que en el proceso de combustión básico de un hidrocarburo que contenga carbón e

hidrógeno, se formará dióxido de carbono y agua en forma de vapor (dadas las temperaturas).

c) Calor por humedad en el combustible: esta pérdida es relevante en combustibles derivados de la

biomasa, ya que suelen tener altos contenidos de humedad; en el caso de los combustibles fósiles

este factor es mínimo. La pérdida de energía se debe a que, la humedad contenida en el

combustible absorbe parte de la energía contenida en la biomasa en el proceso de combustión,

disminuyendo la transferencia de calor hacia el producto útil del equipo, energía que finalmente se

descarga a la atmósfera por la chimenea del equipo. Por otro lado, la humedad en la biomasa

disminuye su poder calorífico y aumenta su peso.

d) Calor por humedad en los gases derivada de la humedad del aire: esta pérdida de energía no

depende directamente del combustible ni del equipo, sino que del contenido de humedad del aire

donde opera el equipo y de la temperatura de los gases; pero depende indirectamente del

combustible porque cada combustible requiere una cantidad distinta de aire estequiométrico y

usan distintos excesos de aire para asegurar una combustión completa. Esta pérdida es en general

bastante menor y puede despreciarse sin consecuencias considerables.

e) Calor sensibles en cenizas: esta pérdida de energía depende directamente del contenido de cenizas

del combustible, por ende, no está presente en combustibles gaseosos, es mínima en la biomasa, es

mayor en los carbones y los petróleos tienen un valor intermedio de cenizas. Esta pérdida se

distribuye entre las cenizas arrastradas por los gases de combustión y las cenizas que quedan en el

hogar de la combustión.


10-7

f) Combustión incompleta: esta pérdida de energía depende directamente de lo bien o mal que se

está llevando a cabo la combustión; deriva de la generación de monóxido de carbono en vez de

dióxido de carbono, reacción que libera menos calor (2.430 Kcal/Kgcarbono para el CO respecto a

8.084 Kcal/Kgcarbono del CO2). Puede estar presente con cualquier combustible.

g) Combustible no quemado: también es consecuencia de una mala combustión, se evidencia por la

presencia de carboncillo u hollín en los gases de combustión y/o mezclado con las cenizas que

quedan en el hogar.

10.2.2 EFICIENCIA DE LA COMBUSTIÓN

La eficiencia de la combustión es una medida de cuán efectivamente se está llevando a cabo la combustión

en un equipo, es equivalente al porcentaje de calor transferido en el equipo respecto del poder calorífico del

combustible quemado. Se calcula restando a un 100 el porcentaje de pérdidas por gases de combustión a

la salida del equipo, por lo tanto, la eficiencia de la combustión es mayor en la medida que se tenga una

combustión completa y una menor temperatura en los gases de combustión en la chimenea y distintos

combustibles tienen distinta eficiencia de combustión.

La tabla siguiente muestra algunos valores de eficiencia de la combustión para una temperatura de gases en

chimenea de 160ºC y 3 de oxígeno en los gases (porcentaje en volumen base seca)..

Tabla 10.1 Eficiencia de la combustión para distintos combustibles con gases a 160ºCy 3 de oxigeno

Combustible Eficiencia combustión

Carbón bituminoso 90,6

Petróleo 6 87,9

Diesel 87,2

Gas natural 82,9

(*) Porcentaje en volumen base seca

Fuente: www.kane.co.uk, Combustion Efficiency Tables to BS 845.

La eficiencia de la combustión es distinta a eficiencia energética del equipo en el cual se lleva a cabo la

combustión, ya que esta última incluye otras componentes de pérdidas de energía (ver capítulos siguientes).

10.2.3 CONTROL DE LA EFICIENCIA DE LA COMBUSTIÓN

Es claro que para optimizar la combustión es necesario minimizar el exceso de aire asegurando la

combustión completa, la práctica es algo más compleja que este concepto, más compleja aún para

combustibles sólidos, y algo más simple para combustibles gaseosos. También depende del sistema de

combustión empleado y de sus posibilidades de ajustar los parámetros de la combustión. A continuación

sólo se hará referencia a los casos más sencillos para ilustrar las brechas entre el concepto y la práctica.

Una de las variables que afectan el control del aire de combustión es la temperatura y humedad relativa del

aire, la cual varía durante cada día y durante el año, afectando la densidad del aire; además, el equipo donde

se lleve a cabo la combustión seguramente opera en distintas condiciones de carga en cada momento. Estos

hechos determinan que no basta ajustar la razón aire-combustible en un momento dado del año, se

requiere de un sistema de control de la combustión para que se desarrolle eficientemente en cada instante.

http://www.kane.co.uk/


10-8

El sistema de control requerido también depende de la versatilidad del sistema de combustión: hay

quemadores de gas on-off, de dos etapas con restricciones en la llama mínima y máxima, modulantes,

duales, etc. Cuando sólo se calibra la entrada de aire en un momento del año, en una determinada

condición de operación, al cambiar la temperatura y humedad del aire, al cambiar la carga del equipo o al

operar con el combustible de respaldo, la combustión operará de manera ineficiente.

Un sistema de control de la combustión debe al menos contar con un sensor que mida el contenido de

oxígeno en los gases de combustión, un controlador que procese la señal y envíe otra a un actuador que

regule el aire de combustión en forma continua. Además, la regulación del aire de combustión puede

hacerse mediante un dámper, accionado eléctricamente o de manera neumática, pero en términos de

eficiencia energética, es mejor hacerlo mediante un variador de frecuencia en el motor eléctrico del

ventilador del aire de combustión. También es necesario sensar la presencia de CO en los gases de

combustión para asegurar que ocurra una combustión completa y actuar en consecuencia sobre el sistema

de combustión.

El sistema es más complejo con combustibles líquidos y más aún cuando son de baja viscosidad, ya que

requieren precalentamiento y vapor o aire para su atomización; en el caso de combustibles sólidos, los

sistemas de combustión son muy diversos: desde quemadores de combustibles sólidos pulverizados,

parrillas de distinto tipo, lecho fluidizado burbujeante y lecho fluidizado circulante y se usan aires primarios,

secundarios y terciarios, a esto se suma que la composición y granulometría del combustible también varía,

especialmente cuando se usa biomasa, todo lo cual hace más sofisticado el sistema de control de la

eficiencia de la combustión.

10.2.4 ESTIMACIÓN DEL CONSUMO DE COMBUSTIBLE

En nuestro país son excepciones los establecimientos que cuentan con sistemas de medición del consumo

de combustible por equipo, lo más común es contar solamente con algún tipo de medición del consumo de

combustible total. Por lo tanto, el consumo de combustible de cada equipo típicamente debe ser estimado,

y a partir de estimaciones adicionales como horarios de operación y condiciones de carga de los equipos, ya

que tampoco se cuenta con medición de estas variables. En algunos casos se hacen mediciones horarias en

un equipo en algún periodo o momento del año que puede ser un día, una semana o un mes en el mejor de

los casos. Hay casos incluso en que tampoco se cuenta con un medidor total del consumo de combustible,

en cuyo caso sólo se dispone de las facturas mensuales y todo lo que ocurre en el mes debe ser estimado. En

los casos en que se cuenta con algún sistema de medición, para poder construir perfiles de consumo de

combustible (diarios, semanales, mensuales y anuales) es necesario designar a una persona para que tome

la lectura de los medidores con la frecuencia necesaria (cada 1/4 de hora, horaria, diaria, etc.), ya que los

sistemas de registro son aún más escasos en la industria chilena. Las excepciones son en general grandes y

modernas industrias con procesos monitoreados y operados con computadores. Finalmente todo esto se

cuadra de alguna manera con los consumos mensuales facturados de los combustibles que se usen.

Los combustibles gaseosos requieren de un medidor de volumen de gas, el cual debe ser corregido por

presión y temperatura a las condiciones estándar (15ºC y 1 atm)23

a las que está referido su poder calorífico.

23

En el mundo no existe aún un acuerdo en cuáles son condiciones normales de temperatura para los gases y cuáles son

condiciones estándar. En Santiago, Metrogas denomina condiciones estándar 15C; sin embargo es común encontrar que la

condición estándar es 0C y la condición normal se refiere a condiciones típicas o normales de temperatura en un

laboratorio, que pueden ser 15°C o 25°C.


10-9

Los combustibles líquidos requieren distinguir los petróleos pesados, por su alta viscosidad y la variación de

sus propiedades con la temperatura. Lo mejor para medir el consumo de combustibles líquidos es un tanque

de almacenamiento diario calibrado.

El consumo de combustibles sólidos es aún más difícil; se debe medir la masa, para lo cual se requiere

calibrar los volúmenes de las tolvas que alimentan el combustible al equipo según la granulometría del

combustible usado; las calderas modernas cuentan con sistemas calibrados, pero son escasas; de todas

maneras se requiere tomar muestras de combustible para medir su composición y poder calorífico y así

poder definir bien los balances de energía requeridos.

10.3 FLUJOS DE ENERGÍA

Para todos los sistemas térmicos, una de las principales causas de pérdidas de energía corresponde a las

pérdidas de calor a través de las superficies en los distintos procesos del sistema. A continuación se presenta

un resumen de los distintos modos de transferencia de calor, y por lo tanto se presenta la forma de estimar

pérdidas de este tipo para todos los sistemas térmicos.

Las tres mecanismos de transferencia de calor son: Conducción, convección y radiación. Representadas en la

siguiente figura.

Figura 10.4: Mecanismos de transferencia de calor

Los flujos de calor por conducción, convección y radiación dependerán de las características del material que

atraviesa el diferencial de temperaturas, sintetizados en la expresión del coeficiente global de transferencia

de calor, y del área transversal al flujo de calor, según se presenta en la siguiente figura.

Las conducción caracteriza la transferencia de calor que ocurre debido al movimiento y la vibración de las

moléculas constituyentes de una sustancia. Supongamos un gas que está contenido entre dos paredes, una

caliente y una fría. Las moléculas que están en contacto con una superficie caliente adquieren más energía

cinética, la que transmiten a las moléculas más frías, es decir movilizando esa energía hacia la superficie fría.

En los sólidos las moléculas no pueden trasladarse pero si vibrar, intercambiando energía, transmitiendo esa

vibración desde las zonas más calientes a las más frías.


10-10

La expresión básica que permite conocer el flujo de calor a través de una superficie plana es la siguiente.

𝑄 = 𝐴 ∙𝑘

𝑒∙ 𝑇2 − 𝑇1

Donde:

Parámetro Símbolo Ejemplo unidad Método de determinación

Conductividad k W/m/K Característico del material

Espesor e m Medido

Área de superficie A m2 Medido

Temperatura mayor T2 ºC Medido, estimado

Temperatura menor T1 ºC Medido, estimado

Flujo de calor Q W Fórmula anterior

La convección caracteriza la transferencia de calor que ocurre en sustancias líquidas y gaseosas, cuando se

genera un flujo, ya sea natural o forzado, en que las moléculas son transportadas.

De forma natural, debido al cambio de densidades provocado por la temperatura y la gravedad, los fluidos

se movilizan desde las zonas calientes a las frías, generándose un movimiento en el fluido o flujo (corrientes

convectivas), se habla en este caso de convección natural. En el caso de flujos generados por una acción

externa (el viento, una bomba, un ventilador), el fluido es transportado de manera forzada (por ejemplo el

agua al interior de una tubería impulsada por una bomba), hablándose en este caso de convección forzada.

La conducción también ocurre en sustancias líquidas y gaseosas, pero predomina la convección como forma

de transferir calor.

Por ejemplo, la presencia de una estufa encendida genera la circulación del aire en una habitación,

transfiriendo calor por convección. También el comportamiento atmosférico sigue comportamientos

determinados por corrientes convectivas, por ejemplo entre el ecuador y los trópicos o en las costas entre el

mar y la tierra firme.


𝑄 = 𝐴 ∙ 𝑕 ∙ 𝑇𝑠 − 𝑇𝑓

Donde:


Coeficiente convectivo h W/m2/K Calculado, función de las propiedades del fluido y la


10-11

velocidad entre otros

Área de superficie de contacto A m2 Medido

Temperatura de la superficie Ts ºC Medido, estimado

Temperatura del fluido Tf ºC Medido, estimado

Flujo de calor Q W Fórmula anterior

La radiación caracteriza la liberación de energía en forma de radiación electromagnética que ocurre cuando

una sustancia se calienta. Lo podemos apreciar visualmente cuando se calienta un trozo de fierro para

trabajarlo, en que va paulatinamente cambiando de color y se hace más intensa la radiación, desde un rojo

oscuro, pasando por una amarillo, hasta un color azul claro en la medida que la temperatura aumenta (esto

dentro del espectro visible, el cuerpo también emite radiación no visible).


𝑄 = 𝜀 ∙ 𝜍 ∙ 𝐴 ∙ 𝑇𝑏4 − 𝑇𝑎

4

Donde:


Emisividad ε adimensional Característico del material

Área de superficie de contacto A m2 Medido

Constante de Stefan-Boltzmann Σ W/m2/°K4

5,67*10-8

Temperatura superficial superficie b Tb ºK Medido

Temperatura superficial superficie a Ta ºK Medido

Notar que con el aumento de temperatura el calor radiado aumenta enormemente (a la cuarta potencia),

por lo que a altas temperaturas, la conducción predomina por sobre cualquier otro tipo de mecanismo de

transferencia de calor.

Flujos de calor en fluidos

Cuando un fluido, líquido o gaseoso, es expuesto en algún sistema de transferencia térmica de calor, ya sea

un intercambiador de calor, caldera, horno u otro; la energía térmica es acumulada por el fluido,

correspondiendo esta aumento a la suma del calor sensible y el calor latente. El calor sensible se deberá


10-12

considerar en todos los casos, tanto si se trata de un fluido líquido, o gaseoso. Y estará dado por la

expresión:

𝑄 = 𝑚 ∙ 𝐶𝑝 ∙ (𝑇2 − 𝑇1)

Dónde


Flujo másico 𝑚 Kg/s Medido, estimado

Calor específico del fluido Cp kJ/kg ºC Propiedad del fluido

Temperatura mayor T2 ºC Medido, estimado

Temperatura menor T1 ºC Medido, estimado

Flujo de Calor 𝑄 kW Fórmula anterior

En caso de ser un fluido gaseoso con un porcentaje de vapor, a la expresión anterior debe sumarse el calor

latente, utilizado en la vaporización contenida en el fluido. La expresión para el calor latente será:

𝑄 = 𝑚 ∙ 𝐻 ∙ (𝐶𝑙 + 𝐶𝑝𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟 ∙ 𝑇 − 𝑇𝑟𝑒𝑓 )

Donde


Flujo másico 𝑚 kg Medido, estimado

Temperatura mayor de Bulbo seco T ºC Medido, estimado

Temperatura menor de Bulbo seco Tref ºC Medido, estimado

Factor de Humedad H Kgvapor/kgfluido

Calor específico del vapor Cp kJ/kg ºC Propiedad del fluido

Calor latente de vaporización Cl kJ/kg Propiedad del fluido

Flujo de calor 𝑄 kW Fórmula anterior

En el caso del análisis del aire ambiente que contiene humedad, para conocer sus propiedades y estados se

recurre a una carta psicrométrica.

Por lo tanto

Pérdidas de calor en tuberías y estanques

En el caso de estanques y tuberías, las pérdidas de calor ocurren principalmente por convección y radiación.

Existen tablas o diagramas que sintetizan el factor de pérdidas de calor conocidas las características de

estos.

En el caso de una tubería, conocido el material, diámetro y aislamiento de la tubería, se conocerá el factor

de pérdidas de calor (F), el cual debe multiplicarse por el largo de la tubería (L) para conocer el calor

perdido.

𝑄 = 𝐹 ∙ 𝐿

En el caso de un estanque, conocido el material y aislamiento, se conocerá el factor de pérdidas de calor (F),

el cual debe multiplicarse por la superficie del estanque (S) para conocer las pérdidas de calor.

𝑄 = 𝐹 ∙ 𝑆


10-13

Pérdidas de calor en fugas de fluido

Para conocer cuánto calor se pierde en una fuga de algún fluido se debe conocer el flujo másico del fluido, y

la entalpía, la cual se conoce a partir de una tabla de vapor a partir de la presión y temperatura medidas en

el mismo. En este caso el calor estará dado por:

𝑄 = 𝑚 ∗ (𝑕𝑓 − 𝑕𝑒)

Dónde


Flujo másico 𝑚 Kg/s Medido, estimado

Entalpía del fluido en la condición de fuga hf kJ/kg Tabla de vapor

Entalpía del fluido en la condición exterior he kJ/kg Tabla de vapor

Temperatura (para determinar entalpía) T ºC Medido

Presión (para determinar entalpía) P bar Medido

Calor 𝑄 kW Fórmula anterior

10.4 EJEMPLO DE COMBUSTIÓN Y COMBUSTIBLES

10.4.1 PLANTEAMIENTO Y DESARROLLO DEL PROBLEMA

Descripción del problema

En el desarrollo de una auditoría energética en una industria química se desea evaluar la eficiencia

energética de una serie de equipos en que se desarrollan procesos térmicos, en que la fuente de energía es

la combustión de algún combustible. Las pérdidas de energía en dichos equipos se concentran en los gases

de combustión y en las pérdidas de calor por radiación y convección desde las paredes al ambiente.

A continuación se presenta el caso de uno de esos equipos, el cual opera con petróleo Diesel calentando un

producto muy viscoso a 180ºC. Para cuantificar sus pérdidas de energía por los gases de combustión, se

midió el consumo de combustible mientras se realizaba el análisis de los gases de combustión, cuyos

resultados se sintetizan en la tabla siguiente:

Tabla 10.2: Análisis de gases y consumo de combustible

Variable Unidad Valor

Temperatura de gases ºC 215

Oxígeno %v, base seca 10,2%

CO ppm 248

Consumo combustible lt/h 98,5

Kg/h 83,6

Fuente: Elaboración propia

Con los datos de la tabla anterior más las propiedades del Diesel (composición, PCI y densidad) es posible

calcular todas las pérdidas de energía de los gases de combustión; estas son las siguientes:


10-14

a) Pérdida por calor sensible en el flujo de gases secos de combustión

b) Pérdida de calor por humedad de los gases producto de la combustión del hidrógeno del

combustible

c) Pérdidas de calor debido a la humedad de los gases proveniente de la humedad del aire

d) Combustión incompleta del carbono del combustible por presencia de CO en los gases

e) El Diesel no contiene cenizas, por lo tanto, no existe esta componente de pérdida de energía en su

combustión.

f) Tampoco se registra hollín en los gases de combustión, por lo tanto, no hay pérdidas por

combustible no quemado.

Hay dos posibilidades para realizar los cálculos asociados a cada una de estas pérdidas de energía:

I. Cálculo aproximado (más breve): considera usar valores típicos de propiedades del Diesel

(composición, PCI, y densidad, por ejemplos los valores presentados en las tablas 5.1 y 5.3), valores

tabulados para el aire estequiométrico (por ejemplo tabla 5.3, A/Cst = 14,35%) y un gráfico para

obtener el exceso de aire a partir del porcentaje de oxígeno medido en los gases de combustión

(esto es posible por el pequeño contenido de CO en los gases de combustión, por ejemplo, el de la

figura 5.1, del cual resulta aproximadamente un 90% de exceso de aire). El exceso de aire también

se podría estimar aproximadamente como se mencionó en la sección 5.3, con dos ecuaciones

simples que permiten determinar el exceso de aire a partir de la medición de O2 o CO2 en los gases;

sin embargo, dichas ecuaciones son válidas en ausencia de CO en los gases, es decir, cuando la

combustión es completa, y para combustibles que no contengan O2 entre sus constituyentes, que

no corresponde a este caso.

II. Cálculo más preciso (más extenso): considera realizar el análisis último del combustible para

obtener su composición y determinación de su poder calorífico inferior y densidad en laboratorio;

con el análisis último y el balance de la combustión estequiométrica del diesel (ver detalle en

sección 18.1.2) es posible calcular más precisamente el aire requerido para la combustión y

planteando la ecuación de la combustión con exceso de aire (ver detalle en 18.1.3) y usando los

valores medidos en el análisis de gases, se determina el exceso de aire respectivo.

Dado que la empresa llevó a cabo el análisis último del combustible, se opta hacer los cálculos más precisos

(además, esto sirve para ilustrar los cálculos que hay detrás de los valores tabulados y graficados que se

usan habitualmente). El PCI es de 10.146 Kcal/kg y su densidad 0,849 kg/lt. En la tabla siguiente se presenta

el análisis último del petróleo Diesel que usa la empresa:

Tabla 10.3: Análisis último Diesel

Componente Símbolo % peso Peso

molecular g/mol

Carbono C 85,9% 12

Hidrógeno H2 12,0% 2

Oxígeno O2 0,7% 32

Nitrógeno N2 0,5% 28

Azufre S 0,5% 32

Agua H2O 0,4% 18

Cálculo de las pérdidas de energía en gases de combustión


10-15

A continuación se determina cada componente de pérdida de energía en los gases de combustión por

kilogramo de combustible quemado. Luego se analizará las opciones de reducir estas pérdidas de energía.

Pérdida por calor sensible en gases secos

Estas pérdidas se calculan mediante la siguiente ecuación:

𝑄𝑔𝑠 𝑘𝑐𝑎 𝑙

𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 = 𝑚𝑔𝑠

𝑘𝑔𝑔𝑠

𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 𝐶𝑝𝑔𝑠

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔º𝐶 (𝑇𝑔 − 𝑇𝑟𝑒𝑓 ) º𝐶

El cálculo detallado del calor específico de los gases secos se presenta en la sección 18.1.5; aunque como

estimación rápida podría usarse un valor entre 0,24 y 0,25 Kcal/(KgºC).

El caudal de gases secos por kg de Diesel se puede calcular de dos maneras:

1. La manera más sencilla es a partir del balance de masa básico entre aire, combustible y gases de

combustión, restando de los gases el vapor de agua que se produce por la combustión del

hidrógeno. Esto requiere primeramente el aire requerido para la combustión estequiométrica y el

exceso de aire.

El detalle de los cálculos de aire requerido para la combustión estequiométrica y exceso de aire

se presentan más adelante en las secciones 1.2 y 1.3, respectivamente; los resultados respectivos

son: aire estequiométrico (A/C)st = 14,137 kgaire_seco/kgDiesel; exceso de aire = 90,9%

𝑚𝑔𝑠 kg gs

kg Diesel = 1 + 𝑚𝑎𝑠

𝑘𝑔𝑎𝑖𝑟𝑒 _𝑠𝑒𝑐𝑜

𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 − 9 ∗ %𝐻2

𝑝𝑒𝑠𝑜

𝑚𝑎𝑠 𝑘𝑔𝑎𝑖𝑟𝑒 _𝑠𝑒𝑐𝑜

𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 = 𝐴/𝐶 𝑠𝑡


𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 ∗ 1 + 𝑒

𝑚𝑎𝑠 = 14,137 ∗ 1 + 0,909 = 26,9875 𝑘𝑔𝑎𝑖𝑟𝑒 _𝑠𝑒𝑐𝑜

𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙

mgs = 1 + 26,9875 − 9 ∗ 0,12

mgs = 26,9075 kg gs

kg Diesel

2. La otra forma de hacer el cálculo es usando los resultados de la composición másica de los

productos de la combustión del Diesel con exceso de aire (ver sección 18.1.4), particularmente, la

masa de los productos secos por kilogramo de Diesel, es decir:

𝑚𝑔𝑠 kg gs

kg Diesel = 𝑚𝐶𝑂2

kg

kg Diesel + 𝑚𝐶𝑂

kg

kg Diesel + 𝑚𝑆𝑂2

kg

kg Die sel + 𝑚𝑂2

kg

kg Diesel + 𝑚𝑁2

kg

kg𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙

𝑚𝑔𝑠 kg gs

kg Diesel = 3,1462 + 0,0063 + 0,01 + 2.9626 + 20,7854

𝑚𝑔𝑠 = 26,9105 kg gs

kg Diesel

Se usará el valor obtenido por el método 2 indicado. Finalmente, la pérdida por calor sensible en gases secos

es la siguiente:

𝑄𝑔𝑠 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 = 26,91

𝑘𝑔𝑔𝑠

𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 ∗ 0,24

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔º𝐶 ∗ (215 − 20) º𝐶


10-16

𝑄𝑔𝑠 = 1.275,15 𝑘𝑐𝑎𝑙


Pérdida de calor en el vapor de agua proveniente del hidrógeno del combustible:

El cálculo respectivo se realiza con la siguiente ecuación, donde “%H2peso

” corresponde al contenido de

hidrógeno del combustible. Se utilizará una aproximación para el calor latente a la presión parcial del vapor

de agua en los gases de combustión (584 Kcal/kgH2O), en rigor, primero habría que calcular la respectiva

presión parcial para luego obtener el calor latente.

𝑄𝐻2

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 = 9

𝑘𝑔𝐻2𝑂

𝑘𝑔𝐻2 ∗ %𝐻2

𝑝𝑒𝑠𝑜 584

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔𝐻2𝑂 + 𝐶𝑝𝐻2𝑂

𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔º𝐶 𝑇𝑔 − 𝑇𝑟𝑒𝑓 º𝐶

𝑄𝐻2

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 = 9 ∗ 0,12 584 + 0,45 215 − 20

𝑄𝐻2= 725,49

𝑘𝑐𝑎𝑙


Pérdida de calor por vapor de agua proveniente de la humedad del aire:

El contenido de humedad del aire (Haire = 0,009 kgH2O/kgaire_seco) se obtiene de un diagrama psicométrico del

aire para una temperatura ambiente de 20ºC y una humedad relativa de 60%. El caudal de aire seco (mas)

por kilogramo de Diesel fue calculado anteriormente a partir del aire estequiométrico y el exceso de aire.

𝑄𝐻2𝑂𝑎𝑖𝑟𝑒

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 = 𝑚𝑎𝑠


𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 ∗ 𝐻𝑎𝑖𝑟𝑒

𝑘𝑔𝐻2𝑂

𝑘𝑔𝑎𝑖𝑟𝑒 _𝑠𝑒𝑐𝑜 ∗ 𝐶𝑝𝐻2𝑂



𝑄𝐻2𝑂𝑎𝑖𝑟𝑒

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 = 26,9875 ∗ 0,009 ∗ 0,45 ∗ 215 − 20

𝑄𝐻2𝑂𝑎𝑖𝑟𝑒 = 21,31

𝑘𝑐𝑎𝑙


Pérdida de calor por combustión incompleta del carbono:

La pérdida de calor por combustión incompleta se calcula con la siguiente ecuación, en donde 8.084

Kcal/kgcarbono corresponde al calor que libera la combustión completa del carbono al producir CO2 y 2.430

Kcal/kgcarbono corresponde al calor que libera la combustión incompleta del carbono al producir CO.

“%Cpeso

Diesel” es el contenido de carbono del Diesel.

𝑄𝐶𝑂 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 = %𝐶𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙

𝑝𝑒𝑠𝑜∗

%𝐶𝑂𝑚𝑜𝑙𝑎𝑟

%𝐶𝑂2𝑚𝑜𝑙𝑎𝑟 + %𝐶𝑂𝑚𝑜𝑙𝑎𝑟

∗ 8.084 − 2.430 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔𝑐𝑎𝑟𝑏𝑜𝑛𝑜

𝑄𝐶𝑂 𝑘𝑐𝑎 𝑙

𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 = 0,859 ∗

0,000248

0,07885 + 0,000248∗ 5.654

𝑄𝐶𝑂 = 15,23 𝑘𝑐𝑎𝑙


Tabla resumen pérdidas de energía por los gases de combustión


10-17

En el cuadro siguiente se resumen las pérdidas de la combustión y se presenta la eficiencia de la combustión

y el valor absoluto de cada pérdida para el consumo Diesel del equipo 83,6 kg/h y porcentual respecto al

poder calorífico inferior del Diesel de 10.146 Kcal/kg.

Tabla 10.4: Pérdidas gases y eficiencia de la combustión

Ítem de pérdida

Pérdida de energía gases

Kcal/kgDiesel Kcal/h %PCI

𝑄𝑔𝑠 1.275,15 106.603 12,57%

𝑄𝐻2 725,49 60.651 7,15%

𝑄𝐻2𝑂𝑎𝑖𝑟𝑒 21,31 1.782 0,21%

𝑄𝐶𝑂 15,23 1.273 0,15%

Total 2.037,18 170.308 20,08%

𝜼𝑪𝒐𝒎𝒃𝒖𝒔𝒕𝒊ó𝒏 79,92%


Los resultados de este cálculo, particularmente la pérdida debido a la humedad del aire, conducen a que sea

común despreciar tal componente de pérdida. Por otro lado, para que la pérdida por CO comience a

aproximarse al 1,0%, se requieren miles de ppm de concentración en los gases, ante lo cual, dicho cálculo

también puede obviarse para concentraciones de algunas centenas de ppm.

En este equipo, la causa más importante de las pérdidas de energía corresponde al abundante exceso de

aire que se está empleando en la combustión (90%, respecto a un óptimo en torno a 20%), y dado que aun

así, se está produciendo CO, el quemador no sólo requiere ajuste del exceso de aire, sino que debe ser

revisado en detalle y tal vez reparado o reemplazado si fuese necesario.

A continuación se presenta el balance de energía completo del equipo y luego se estima la pérdida de

energía asociada el exceso de aire.

Luego, esta pérdida de energía representa un 4,6% de la energía aportada por el combustible en el equipo;

el cálculo es coherente con la estimación anterior usando el gráfico.

Balance de energía del equipo

Las pérdidas de energía del equipo corresponden a las pérdidas por los gases de combustión y a las pérdidas

por radiación y convección por la superficie exterior del equipo. En la tabla siguiente se presenta el balance

de energía del equipo para el consumo de Diesel de 98,5 lt/h (83,6 kg/h); la energía útil del equipo se estimó

por diferencia a partir de la energía aportada por el combustible menos las pérdidas de energía del equipo:

Tabla 10.5: Balance de energía el equipo

Ítem Valor

Kcal/h %

Pérdida por gases de combustión 170.308 20,08%

Pérdidas por radiación y convección 29.687 3,50%

Calor útil producto del equipo 648.210 76,42%

Calor aportado por el combustible 848.206 100,00%



10-18

Claramente las pérdidas de energía más importantes están en los gases de combustión; la opción para

reducir esta pérdida de energía es reducir el exceso de aire, lo cual será cuantificado.

Estimación pérdida de energía por demasiado exceso de aire

Estimación rápida:

Esta pérdida de energía puede estimarse usando gráficos como el siguiente, respecto a un exceso de aire de

20% para la combustión de Diesel, lo que es equivalente al ahorro posible de obtener al reducir el exceso de

aire desde 90% a 20%; las líneas rojas de la figura indican la forma de usar el gráfico, resultando un ahorro

de combustible de aproximadamente 5%:

Figura 10.5: Ahorro de Diesel al reducir el exceso de aire a 20%

Fuente: Manual de economía de combustible COPEC

Estimación mediante cálculo:

La cantidad de aire en demasía utilizado en la combustión se puede estimar con la ecuación siguiente, donde

la “comilla simple” como superíndice ( ‘ ) denota el aire correspondiente a un exceso de aire de 20%, Haire es

el contenido de humedad del aire:

Δmaire 𝑘𝑔𝑎𝑖𝑟𝑒

𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 = 𝑚𝑎𝑠


𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 − 𝑚𝑎𝑠

′ 𝑘𝑔𝑎𝑖𝑟𝑒 _𝑠𝑒𝑐𝑜

𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 ∗ 1 + 𝐻𝑎𝑖𝑟𝑒

𝑘𝑔𝐻2𝑂



10-19

𝑚𝑎𝑠′




𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 ∗ 1 + 𝑒′

𝑚𝑎𝑠′


𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 = 14,137 ∗ 1 + 0,2

𝑚𝑎𝑠′ = 16,9644



Δmaire 𝑘𝑔𝑎𝑖𝑟𝑒

𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 = 26,9105 − 16,9644 ∗ 1 + 0,009

Δmaire = 10,04 𝑘𝑔𝑎𝑖𝑟𝑒


La pérdida de energía asociada a este flujo de aire adicional puede estimarse de manera aproximada

considerando que parte de la energía aportada por el combustible se gastó en calentar dicho aire desde la

temperatura ambiente hasta 215ºC.

Q Δaire kcal

h = 𝑚 𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙

𝑘𝑔

𝑕 ∗ Δmaire

𝑘𝑔𝑎𝑖𝑟𝑒

𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 ∗ 𝐶𝑝𝑔

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔º𝐶 ∗ 𝑇𝑔 − 𝑇𝑟𝑒𝑓 º𝐶

Q Δaire kcal

h = 83,6 ∗ 10,04 ∗ 0,24 ∗ (215 − 20)

Q Δaire kcal

h = 39.281

kcal

h

Finalmente, el ahorro de combustible respectivo se calcula de la siguiente manera:

QΔaire % =Q Δaire kcal

h

m Diesel kgh ∙ PCIDiesel kcal

kg ∙ 100% =

39.281 kcalh

83,6 kgh ∙ 10.165 kcal

kg ∙ 100% = 4,6%

Comentario: Este resultado es coherente con la estimación hecha a partir del gráfico anterior.

Análisis y conclusiones del caso

Este equipo corresponde a un equipo de proceso en el cual se calienta un producto a 180ºC y tal vez el

equipo opera con alto exceso de aire para lograr una menor temperatura de llama, ya que puede ser que

por el diseño del equipo, una mayor temperatura de llama afecte negativamente al producto procesado.

En la tabla siguiente se presenta la temperatura de llama para distintos excesos de aire en la combustión del

Diesel; la temperatura de llama para un exceso de aire de 90% fue extrapolada; la tabla permite apreciar lo

la reducción de la temperatura de llama al aumentar el exceso de aire.

Tabla 10.6 Reducción de la temperatura por aumento de exceso de aire

Exceso de Aire %

Temperatura de llama ºC

0 2.080

20 1.870

50 1.630

80 1.450

(*) 90 1.408


10-20

(*) Valor extrapolado de los valores anteriores

Fuente: Fichas técnicas Industria III, Quemadores, 1995, CONAE

Si tal fuese el caso de este equipo de proceso, habría que evaluar una menor reducción del exceso de aire,

por ejemplo, pasar de 90% a 50% y no a 20% de exceso de aire como se ha calculado; en tal caso el ahorro

de combustible respectivo podría estar en torno al 2,0%.

En caso que sea un error de operación el alto exceso de aire actual, el equipo tal vez podría operar en

buenas condiciones al optimizar el exceso de aire en 20%, sin afectar negativamente el proceso, con un

ahorro de energía estimado en 4,6%. Este ahorro es significante, incluso tiene una magnitud superior a las

actuales pérdidas de energía por radiación y convección que representan el 3,5% (estas también podrían

reducirse con una mejor aislación térmica para estar en torno al 1,0%).

Cualquiera sea el caso, el quemador requiere una revisión y ajuste para lograr una combustión completa, e

incluso tal vez requiera ser reemplazado, ya que actualmente hay presencia de CO en los gases de

combustión (248 ppm), a pesar del altísimo exceso de aire; esto es necesario de hacer aun cuando la pérdida

energía asociada es pequeña (0,15%). Se recomienda mantenimiento cuando la presencia de CO supera los

500 ppm, sin embargo se recomienda que este valor sea menor a 80 ppm debido a la toxicidad de este gas.

Finalmente se concluye que la decisión del ajuste del exceso de aire en este equipo requiere un estudio más

profundo para conocer a ciencia cierta las causas o motivos del elevado exceso de aire en el equipo, se

requiere conocer en profundidad la física y química del proceso y sus requerimientos energéticos, las

condiciones de operación del equipo y también su diseño. Esto puede ser causa del alto exceso de aire,

debido al enfriamiento de la llama o puede ser causado por presencia de suciedad en el quemador.

--- o ---

10.4.2 BALANCE COMBUSTIÓN E STEQUIOMÉTRICA

A continuación se presentan los cálculos necesarios para determinar el aire requerido para la combustión

estequiométrica. Además, los cálculos a realizar permiten verificar si el analizador de gases está bien

calibrado y mide correctamente, ya que dicho tipo de instrumento requiere calibración después de un

tiempo de uso y vienen seteados con cierta composición para cada combustible.

Los componentes que tienen reacciones de combustión son C, H2 y S:

𝐶 + 𝑂2 → 𝐶𝑂2 2𝐻2 + 𝑂2 → 2𝐻2𝑂 𝑆 + 𝑂2 → 𝑆𝑂2

12 𝑔

𝑚𝑜𝑙 + 32

𝑔

𝑚𝑜𝑙 → 44

𝑔

𝑚𝑜𝑙

Dividiendo por 12 [g/mol]:

1 + 32/12 → 44/12

1 + 2,67 → 3,67

Incorporando el % en peso de C del Diesel en la ecuación:

4 𝑔

𝑚𝑜𝑙 + 32

𝑔

𝑚𝑜𝑙 → 36

𝑔

𝑚𝑜𝑙


1 + 32/4 → 36/4

1 + 8 → 9

Incorporando el % en peso de H2 del Diesel en la ecuación:

32 𝑔

𝑚𝑜𝑙 + 32

𝑔

𝑚𝑜𝑙 → 64

𝑔

𝑚𝑜𝑙


1 + 32/32 → 64/32

1 + 1 → 2

Incorporando el % en peso de S del Diesel en la ecuación:


10-21

0,859𝐶 + 2,67 ∗ 0,859 𝑂2

→ 3,67 ∗ 0,859 𝐶𝑂2 0,12 𝐻2 + 8 ∗ 0,12 𝑂2

→ 9 ∗ 0,12 𝐻2𝑂 0,005 𝑆 + 0,005 𝑂2

→ 0,005 ∗ 2 𝑆𝑂2

0,859 𝐶 + 2,2935 𝑂2 → 3,1525 𝐶𝑂2 0,12 𝐻2 + 0,96 𝑂2 → 1,08 𝐻2𝑂 0,005 𝑆 + 0,005 𝑂2 → 0,01 𝑆𝑂2

Luego, el oxígeno total requerido para quemar 1 kg de Diesel es:

2,2935 + 0,96 + 0,005 = 3,2585 𝑘𝑔𝑂2


Sin embargo, 1 kg de este Diesel ya contiene 0,7 kg de oxígeno, por lo tanto la cantidad de oxígeno en el aire

requerido para la combustión de 1kg de Diesel es de:

3,2585 − 0,007 = 3,2515 𝑘𝑔𝑂2


El aire contiene 0,23% en peso de oxígeno, por lo tanto, el aire requerido para la combustión

estequiométrica de 1 kg de Diesel es:

𝐴/𝐶 𝑠𝑡 =3,2515

𝑘𝑔𝑂2𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙

0,23 𝑘𝑔𝑂2𝑘𝑔𝑎𝑖𝑟𝑒

= 14,137



10.4.3 BALANCE COMBUSTIÓN CON EXCESO DE AIRE

Para estimar el exceso de aire, es necesario estimar el volumen de gases en base seca a partir de la reacción

de combustión del Diesel. Del análisis de gases se infiere que la combustión no es completa, dado que se

está formando CO (248 ppm, ó 0,0248% volumen base seca). Se considerará aire a 20ºC (Tref) y 60% de

humedad relativa (de la carta psicométrica del aire se obtienen Haire = 0,009 kgH2O / kgaire_seco).

La reacción de combustión que se lleva a cabo para 1 kg de Diesel, balanceada para los reactantes y

productos respectivamente, expresada en kilogramos de cada componente por kilogramo de Diesel, es la

siguiente:

Reactantes:

0,859 𝐶 + 0,005 𝑆 + 0,12 𝐻2 + 0,004 𝐻2𝑂 + 0,007 𝑂2 + 0,005 𝑁2 + 1 + 𝑒

∗ 14,137 0,23 𝑂2 + 0,77𝑁2 + 0,009𝐻2𝑂

Productos:

→ 𝑥𝐶𝑂2 + 𝑦𝐶𝑂 + 0,01 𝑆𝑂2 + (0,007+3,2515𝑒)𝑂2 + 10,8905 + 10,8855𝑒 𝑁2 + 1,08 𝐻2𝑂 + 0,004 𝐻2𝑂

+ 1 + 𝑒 ∗ 14,137 ∗ 0,009𝐻2𝑂

De aquí se deduce la expresión para el volumen de gases secos: CO2, CO, SO2, O2 y N2; ecuación (*):

𝑥

44+

𝑦

28+

0,01

64+

0,007 + 3,2515𝑒

32+

10,8905 + 10,8855𝑒

28= 0,023𝑥 + 0,0357𝑦 + 0,49038𝑒 + 0,3892


10-22

Escribiendo ahora el balance de carbono entre los reactantes y productos, considerando la presencia de CO

en los gases de combustión:

𝑥 + 𝑦 = 3,1525

Por último, la expresión para el porcentaje en volumen de oxígeno y monóxido de carbono en los gases

secos deben corresponder a los valores medidos respectivos, resultando las siguientes ecuaciones:

Para el CO:

𝑦28

0,023𝑥 + 0,035714𝑦 + 0,49038𝑒 + 0,3892= 0,000248

Para el O2:

0,007 + 3,2515𝑒32

0,023𝑥 + 0,035714𝑦 + 0,49038𝑒 + 0,3892= 0,102

Por lo tanto, resulta el siguiente sistema de ecuaciones:

𝑥 + 𝑦 = 3,1525

−0,0000057𝑥 + 0,035705𝑦 − 0,0001216𝑒 = 0,0000965

−0,002346𝑥 − 0,003643𝑦 + 0,05158𝑒 = 0,03948

La solución es la siguiente:

x = 3,1462: corresponde a los kg de CO2 por kg de Diesel en los gases de combustión

y =0,0063: corresponde a los kg de CO por kg de Diesel en los gases de combustión

e =0,909: corresponde al exceso de aire de combustión (90,9%).

10.4.4 COMPOSICIÓN MÁSICA Y VOLUMÉTRICA DE LOS GASES DE COMBUSTIÓN

Composición másica:

Reemplazando los resultados para x, y, e en la expresión para calcular el volumen de gases secos (ecuación

(*)), se obtiene que la composición másica de los gases de combustión es la siguiente:

𝑚𝐶𝑂2= 3,1462

kg

kg Diesel

𝑚𝐶𝑂 = 0,0063 kg

kg Diesel


10-23

𝑚𝑆𝑂2= 0,01

kg

kg Diesel

𝑚𝑂2= 0,007 + 3,2515e = 0,007 + 3,2515 ∗ 0,909 = 2,9626

kg

kg Diesel

𝑚𝑁2= 10,8905 + 10,8855𝑒 = 10,8905 + 10,8855 ∗ 0,909 = 20,7854

kg

kg Diesel

Por lo tanto, el caudal total de gases secos corresponde a:

𝑚𝑔𝑠 kg gs

kg Diesel = 𝑚𝐶𝑂2

kg

kg Diesel + 𝑚𝐶𝑂

kg

kg Diesel + 𝑚𝑆𝑂2

kg

kg Diesel + 𝑚𝑂2

kg

kg Diesel + 𝑚𝑁2

kg

kg Diesel

𝑚𝑔𝑠 kg gs

kg Diesel = 3,1462 + 0,0063 + 0,01 + 2.9626 + 20,7854

𝑚𝑔𝑠 = 26,9105 kg gs

kg Diesel

La fracción en masa de cada componente de los gases secos se calcula de la manera siguiente:

𝑥𝐶𝑂2=

𝑚𝐶𝑂2

mgs

=3,1462

26,9105= 0,117

kg C O 2

kg gs ó 11,7%

Análogamente se obtiene la fracción másica de los otros constituyentes:

𝑥𝐶𝑂 = 0,000234 kg CO

kg gs ó 0,0234%

𝑥𝑆𝑂2= 0,00037

kg S O 2

kg gs ó 0,037%

𝑥𝑂2= 0,1101

kg O 2

kg gs ó 11,01%

𝑥𝑁2= 0,7724

kg N 2

kg gs ó 77,24%

Composición volumétrica:

Luego el volumen de gases secos por kg de Diesel queda expresando en por la ecuación siguiente:

𝑣𝑔𝑠 moles

kg Diesel = 𝑣𝐶𝑂2

+ 𝑣𝐶𝑂 + 𝑣𝑆𝑂2+ 𝑣𝑂2

+𝑣𝑁2

𝑣𝑔𝑠 moles

kg Diesel =

3,1462

44+

0,0063

28+

0,01

64+

0,007 + 3,2515 ∗ 0,909

32+

10,8905 + 10,8855 ∗ 0,909

28

𝑣𝑔𝑠 moles

kg Diesel = 0,0715 + 0,000225 + 0,000156 + 0,09258 + 0,7423

𝑣𝑔𝑠 moles

kg Diesel = 0,906761

moles

kg Diesel

A continuación se presentan las fracciones molares o porcentaje en volumen de cada constituyente de los

gases secos:

Porcentaje en volumen de CO2

El resultado obtenido es coherente con el exceso de aire empleado:


10-24

%𝐶𝑂2𝑚𝑜𝑙𝑎𝑟 =

𝑣𝐶𝑂2 moles

kg Diesel

𝑣𝑔𝑠 moleskg Diesel

=

0,0715

0,906761= 0,07885 ⟹ 7,885%

Porcentaje en volumen de CO

El resultado del cálculo es plenamente coherente con el valor medido:

%𝐶𝑂𝑚𝑜𝑙𝑎𝑟 =𝑣𝐶𝑂 moles

kg Diesel


=

0,000225

0,906761= 0,000248 ⟹ 0,0248% ó 248 𝑝𝑝𝑚

Porcentaje en volumen de SO2

El resultado obtenido es coherente con el exceso de aire empleado:

%𝑆𝑂2𝑚𝑜𝑙𝑎𝑟 =

𝑣𝑆𝑂2 moles

kg Diesel


=

0,000156

0,906761= 0,000172 ⟹ 0,0172% ó 172 𝑝𝑝𝑚

Porcentaje en volumen de O2

El resultado del cálculo es plenamente consistente con el valor medido:

%𝑂2𝑚𝑜𝑙𝑎𝑟 =

𝑣𝑂2 moles

kg Diesel


=

0,09258

0,906761= 0,102 ⟹ 10,2%

Porcentaje en volumen de N2

El resultado del cálculo es plenamente consistente con el valor medido:

%𝑁2𝑚𝑜𝑙𝑎𝑟 =

𝑣𝑁2 moles

kg Diesel


=

0,7423

0,906761= 0,8186 ⟹ 81,86%

Nota: la suma total es 0,99987; sólo por aproximaciones decimales no da exactamente 1,00.

Ahora es posible calcular las distintas componentes de pérdidas de energía a través de los gases de la

combustión de Diesel en este equipo.

10.4.5 CÁLCULO CALOR ESPECÍFICO (CP) GASES SECOS

El calor específico de los gases secos (Cpgs) se calcula a partir del calor específico de cada gas constituyente

de los productos secos de combustión, tomando en cuenta su fracción másica en los gases secos, es decir:

𝐶𝑝𝑔𝑠 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔º𝐶 = 𝑥𝑖

𝑘𝑔 𝑖

𝑘𝑔𝑔𝑠 ∙ 𝐶𝑝𝑖

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔º𝐶

𝑖

En la tabla siguiente se presenta el valor del Cp para los principales constituyentes de los gases de

combustión (como una aproximación), a la temperatura media entre Tg=215ºC y Tref=20ºC, es decir, 117,5ºC.


10-25

Tabla 10.7: Estimación Cp gases secos de combustión

Componente Cp(Tm = 117,5ºC) kcal/ kgiK

xi Kgi/kggs

Cp Kcal/KggsK

CO2 0,222 0,117 0,026

O2 0,224 0,1101 0,025

N2 0,249 0,7724 0,192

Resultado 0,9995 0,243


El resultado obtenido para el Cp de los gases secos evidencia el motivo de comúnmente aproximarlo al Cp

del aire a la temperatura media de los gases de combustión (un valor entre 0,24 y 0,25 Kcal/ (KgºC)).


1) ¿Por qué la presencia de CO en los gases de combustión se considera una pérdida de energía?

a. Porque su presencia corresponde a una combustión incompleta

b. Porque la formación de monóxido de carbono libera menos calor que la formación de

dióxido de carbono

c. Porque el CO se libera a la atmósfera a alta temperatura

2) Explique por qué la diferencia entre el poder calorífico inferior y superior de los combustibles no es

igual para todos ellos.

3) Entre el butano (C4H10) y propano (C3H8), ¿en cuál de ellos es mayor el porcentaje de CO2 en los

gases secos de una combustión completa con 10% de exceso de aire? Fundamente su respuesta

mediante cálculos (puede mirar la tabla periódica de los elementos).


[1] M. M. El-Wakil, Powerplant Technology, McGraw-Hill (1985)



[3] Corporación de Fomento de la Producción (CORFO) INTEC-Chile, Manual Ahorro de Energía en la

Industria, Chile

[4] Cía. Carbonífera San Pedro de Catamutú, Sitio Web: www.catamutum.com

[5] F.S. Nogués – J. R. Herrer, Ciclo Energías Renovables: Jornadas de Biomasa, Fundación CIRCE (2002).

[6] Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), Sitio Web, www.enap.cl

[7] Carlos Córdova Riquelme, Cátedra Centrales Térmicas de Potencia, Departamento Ingeniería

Mecánica Universidad de Chile (2009).

[8] F.William Payne and Richard E. Thompson, Efficient boiler operations sourcebook, fourth edition.

[9] Comisión Nacional del Medio Ambiente, Sitio Web, www.conama.cl

[10] Innergy Soluciones Energéticas, Sitio Web, www.innergy.cl

[11] Asociación Chilena de Gas Licuado, Sitio Web, www.glpchile.cl

[12] Consejo Ecológico Melipilla, Boletín digital, www.ecomelipilla.cl

http://www.ecomelipilla.cl/

11-1

11. EQUIPOS DE CALOR

Se considerarán en este capítulo los diversos sistemas diseñados para entregar calor en un proceso,

dividiéndose en las siguientes secciones:

Calderas

Sistemas de distribución de vapor o agua

Hornos y secadores

La eficiencia en todos estos sistemas depende de factores muy similares, y a la vez relacionados con los

principios de procesos térmicos explicados en el capítulo anterior.

11.1 CALDERAS

11.1.1 FLUJOS DE ENERGÍA DE UNA CALDERA

En una caldera la entrada de energía corresponde principalmente a la energía contenida en el combustible

que alimenta la caldera, no obstante debe considerarse también que el agua de entrada tiene un contenido

de energía, que puede ser bajo en el caso de utilizar agua a temperatura ambiente y puede ser mayor al

tener algún sistema de precalentamiento. Lo común es que exista retorno de agua caliente o condensado

(en el caso de calderas de vapor) a temperaturas de 40°C a 90°C dependiendo de la caldera, el sistema y el

tipo de servicio que presta. Existen diversas pérdidas de calor, tanto en la misma caldera como el calor

desperdiciado en los gases de escape. El calor útil es entregado a un sistema de distribución en forma de

vapor o agua.

Estos flujos de energía se presentan en la siguiente tabla:

Flujo de energía Factores claves para evaluar el flujo


Calor entregado al sistema de distribución en forma de vapor o agua caliente.

Flujo, temperatura, presión de vapor

Calor del retorno de agua caliente y condensado

Flujo, temperatura Caudalímetro, termómetro

Pérdidas por calor latente en gases de escape, asociada a la humedad contenida en el combustible y formada durante el proceso de combustión.

Análisis de gases de escape (CO2, O2, CO, etc) y temperatura de gases de escape

Analizador de combustión

Pérdidas directas por calor sensible en gases de escape

Análisis de gases de escape (CO2, O2, CO, etc) y temperatura de gases de escape


Pérdidas en la envolvente, por radiación y convección en la superficie de la caldera

Temperatura superficial, área, tabla de pérdidas según normativa

Termómetro infrarrojo o similar


11-2

Pérdidas por purga, agua descargada desde la caldera para remover sólidos y exceso de químicos

tiempo de descarga, temperatura y volumen

Pérdidas por combustibles no quemados, en desperdicios sólido (cenizas) y gases de escape

cantidad de desechos, poder calorífico

Analizador de combustión avanzado

Pérdidas fijas durante el período de apagado

turnos de servicio de la caldera, tiempos de apagado

Termómetro infrarojo o similar

Otras pérdidas, según condiciones de operación específicas

Típicamente corresponden a un 0,5% del calor en el combustible consumido


Figura 11.1: Flujos de energía en una caldera



estudiada.

Calor latente en gases de escape

Calor sensible en gases de escape

Pérdidas por combustibles no quemados (en sólidos y gases)

Pérdidas por purga

Pérdidas en chaqueta (radiación)

Calor entregado al sistema

Combustible

Retorno agua o condensado


11-3

Figura 11.2: Diagrama Sankey para una caldera

11.1.2 OPORTUNIDADES DE MEJORA EN CALDERAS





auditor:







continuación.

11.1.2.1 OPORTUNIDADES DE MEJORA A NIVEL DE LA DEMANDA ENERGÉTICA


Para conocer la demanda correcta, se recomienda elaborar un perfil de cargas de la caldera y optimizarlos a

través de la coordinación de la producción. Para calderas de agua caliente, establecer requerimientos de

flujo y temperatura y para calderas de vapor establecer requerimientos de flujo, presión y calidad del vapor.

Verificar si el requerimiento se satisface con agua o vapor. Comparar la temperatura y presión de operación

de la caldera con los peak de demanda. Todo esto de modo de operar a la temperatura y presión mínimas.


11-4

Se recomienda conocer las cargas aguas abajo, en el sistema de distribución

Minimizar frecuencia de partidas y detenciones

Partidas y detenciones diarias o de periodicidad mayor incurren en un consumo de energía asociado al

calentamiento del equipo que no se transforma en calor útil o vapor. Minimizarlas requiere un buen

aislamiento térmico de la caldera, evaluar la posibilidad de mantener la caldera “caliente” en stand-by entre

paradas respecto al costo de su enfriamiento y partida en frío y mejorar la programación de la producción

para minimizar las paradas de la caldera.

Optimizar frecuencia de las purgas

La concentración de sólidos totales en el agua de la caldera aumenta debido a que la temperatura y presión

del agua en la caldera cambian sus propiedades de solvente y durante la evaporación los sólidos

permanecen en el agua de la caldera. La norma respectiva de calidad del agua de la caldera y la calidad de la

fuente de agua, determinan el tratamiento del agua de alimentación de la caldera y el régimen de purgas

para que la concentración de sólidos en el agua de la caldera cumpla la norma, por lo tanto, la cantidad de

agua a purgar se determina a partir de los ciclos de concentración de las impurezas en el agua de la caldera.

La purga puede ser de fondo o de superficie, según el tratamiento químico que se emplee, con sistemas que

van desde manuales e intermitentes hasta la purga continua automatizada. La purga continua automatizada,

mejora el control de sólidos disueltos y permite recuperar calor del agua purgada, optimizando esta pérdida

de energía de la caldera: una purga deficiente daña las instalaciones, por el contrario, el exceso de purga

conlleva a un desperdicio de recursos.

11.1.2.2 OPORTUNIDADES DE MEJORA DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA A NIVEL DE LOS


Mantención de los sistemas de tratamiento de agua e incrustaciones

El tratamiento del agua de alimentación de la caldera se realiza para asegurar la calidad requerida por el

agua de alimentación y del agua interior de la caldera; su objetivo principal es evitar problemas de corrosión

e incrustaciones en la caldera, cumpliendo normas que definen límites a los parámetros involucrados en el

tratamiento del agua. 24

Los problemas de corrosión son de distinto tipo según los agentes corrosivos presentes y dañan los

materiales que conforman el sistema; las incrustaciones, sin embargo, además reducen la eficiencia

energética de la caldera en la medida que aumenta el espesor de las incrustaciones, ya que tienen una baja

conductividad térmica. Incrustaciones de 1 mm de espesor pueden aumentar en un 10% el consumo de

combustible de la caldera; un espesor de 3 mm en un aumento del 25%; esto se evidencia con mayores

temperatura en los gases de combustión en la chimenea de la caldera.

Aislamiento de los subsistemas

24

Existen distintas normas internacionales como la British Standards Institution o la ASME, por ejemplo.


11-5

Las pérdidas de calor por la superficie de la caldera por convección-conducción y radiación dependen del

aislamiento térmico de la superficie exterior de la caldera, de la superficie respectiva, de la temperatura

ambiente y de la circulación (velocidad) del aire en torno a la caldera; así, en una sala de calderas abierta las

corrientes de aire aumentan las pérdidas de calor por convección respecto a una sala de calderas cerrada en

la que prácticamente no hay corrientes de aire.

El aislamiento térmico reduce las pérdidas de calor, sin embargo, no las anula; a mayor espesor del

aislamiento, menores son las pérdidas de calor y por ende su costo, pero a la vez mayor es el costo del

material aislante; este hecho conlleva a la necesidad de optimizar el aislamiento térmico.

Por otro lado, también es importante el cuidado, inspección y mantenimiento de la aislación térmica para

que su desempeño sea el estimado y no se produzcan pérdidas de calor indebidas; las faltas más visibles en

este ámbito son aislamiento deteriorado por tránsito de personal y aislamiento no repuesto después de

otras labores de mantenimiento; entre los daños no siempre visibles está el aislamiento mojado.

Chequear las variables de combustión

Chequear la eficiencia de la combustión y ajustar el exceso de aire (una reducción del 5% en el exceso de

aire aumenta la eficiencia de la caldera en un 1%, una reducción de un 1% en el oxígeno residual en los gases

de chimenea aumenta la eficiencia de la caldera en un 1%)

Mantener la cámara de combustión sin hollín, cenizas ni escombro (un depósito de 3 mm de hollín puede

aumentar el consumo de combustible de un 2% a un 3%)

Mantención general de la caldera

En las calderas, como en otros equipos, existe una fuerte relación entre la mantención del equipo y la

eficiencia energética, afectando la falta de mantención el consumo energético. Por esta razón se

recomienda:

Mantener los ensamblajes y controles del quemador ajustados y calibrados

Mantener sellos, ductos de aire, cámaras de combustión y puertas.

Mantener limpieza de quemadores, boquillas y filtros

11.1.2.3 OPORTUNIDADES DE MEJORA DE EFICIENCIA ENERGÉTICA A NIVEL DEL RECURSO

ENERGÉTICO

Recuperar calor sensible de gases de escape

Utilizar sistemas de recuperación de calor sensible en gases; en calderas industriales, la recuperación de

calor contempla el uso de economizadores que permiten elevar la temperatura del agua de alimentación de

la caldera hasta una temperatura cercana a la temperatura de saturación aprovechando el calor sensible

disponible en los gases de combustión a la salida de la caldera; la instalación de economizadores en calderas

en operación producen ahorros de combustible en torno al 5%. Menos común pero también posible es el

uso de pre-calentadores del aire de combustión en calderas industriales, debido principalmente a

economías de escala por el tamaño de estos equipos.

Las limitantes físicas para el uso de estos equipos recuperadores de calor en calderas industriales es el punto

de rocío de los gases de combustión, el cual depende del combustible utilizado, y mantener un tiro


11-6

apropiado en la chimenea de la caldera, lo cual también impone restricciones a la temperatura de los gases

a la salida de los sistemas de recuperación de calor.

Dado que el calor sensible en los gases de combustión es comúnmente la mayor fuente de pérdidas de

energía en calderas, la recuperación de calor es una de las opciones de eficiencia energética de efecto

importante. En la tabla siguiente se presentan algunos datos de referencia para la instalación de

economizadores.

Tabla 11.1 Datos de referencia para instalación de economizadores en calderas industriales

Combustible Punto de Rocío

ºC

Temperatura Mínima Chimenea

ºC

Temperatura admisible agua de alimentación

ºC

Gas natural 65 121 100

Petróleo liviano 82 135 100

Petróleo bajo azufre 93 148 104

Petróleo alto azufre o Carbón 110 160 115

Fuente: www.thermal.cl

Aprovechar el calor latente de los gases de escape

No obstante, ya existen economizadores que aprovechan el calor latente del vapor de agua en los gases de

combustión, es decir, aprovechan el poder calorífico superior del combustible, logrando ahorros de

combustible en torno al 10%, construidos con acero inoxidable en módulos independientes para acoplar a

calderas existentes; esto es posible para combustibles gaseosos como el gas natural o diesel con bajo

contenido de azufre (máximo 50 ppm ó 0,005% en peso). El dispositivo a instalar es como el presentado en

el esquema de la figura siguiente:

Figura 11.3: Economizador a condensación

Fuente: www.loos.de/loos/fachber/034/fach23.pdf

También es posible aprovechar el calor de las purgas.

http://www.loos.de/loos/fachber/034/fach23.pdf


11-7

11.1.3 EVALUACIÓN DE LAS VARIABLES QUE AFECTAN LA EFICIENCIA DE UNA CALDERA

La evaluación de la eficiencia de una caldera es recomendable llevarla a cabo bajo alguno de los test

estándar que existen en el mundo: British standards, BS845: 1987; ASME Standard: PTC-4-1 Power Test Code

for Steam Generating Units; IS 8753: Indian Standard for Boiler Efficiency Testing.

La eficiencia de la caldera varía con la carga de operación, por lo tanto, en situaciones en que una caldera

opera en un amplio rango de carga, es necesario determinar la eficiencia de la caldera en algunos puntos de

operación que permitan caracterizar la curva de eficiencia de la caldera en función de la carga. La figura

siguiente muestra dicha curva para la caldera del capítulo Ejemplos de calderas y distribución de vapor, del

documento de Ejemplos prácticos, en la que la eficiencia cae más de 10 puntos entre su operación a plena

carga y 10% de carga:

Figura 11.4: Ejemplo eficiencia caldera en función de la carga


La eficiencia de la caldera puede referirse al poder calorífico inferior (PCI) o poder calorífico superior (PCS)

del combustible; en caso de no haber aprovechamiento del calor latente del vapor de agua de los gases de

combustión es común referenciar la eficiencia al PCI del combustible; si hay aprovechamiento de dicho calor

latente es mejor referenciar la eficiencia al PCS del combustible, de lo contrario, resultará una eficiencia

mayor al 100%, lo que a primera vista significaría que se está “generando” energía adicional a la consumida

por la caldera, lo cual es imposible. No obstante, los fabricantes de calderas de condensación o de equipos

de recuperación de calor que admiten condensación de los gases de combustión, promueven sus equipos

diciendo que permiten lograr eficiencias mayores al 100%.

Hay dos métodos reconocidos para determinar la eficiencia de una caldera:

El método directo que corresponde a la razón entre la energía útil (producción de vapor por el cambio de

entalpía (h) en la caladera) y el consumo de combustible de la caldera por su poder calorífico inferior, como

se indica en la ecuación siguiente; es método es más simple pero no permite cuantificar las distintas causas

de pérdida de energía en la caldera.

70,0%

72,5%

75,0%

77,5%

80,0%

82,5%

85,0%

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Efic

ien

cia

cald

era

Factor de carga


11-8

𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 % =𝑚 𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟

𝑘𝑔𝑕 𝑕𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟 − 𝑕𝑎𝑔𝑢𝑎 _𝑎𝑙𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔

𝑚 𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑖𝑏𝑙𝑒 𝑘𝑔𝑕 𝑃𝐶𝐼 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔

∙ 100%

El método indirecto determina la eficiencia de la caldera a partir de la cuantificación de cada una de las

pérdidas de energía de la caldera, expresadas en porcentaje. La figura siguiente ilustra las pérdidas de

energía que puede presentar una caldera:

Figura 11.5: Esquema método indirecto para determinar eficiencia de calderas a partir de sus pérdidas de energía

Fuente: Bureau of Energy Efficiency, Guidebook: National Certificate Examination for Energy Managers and Energy

Auditors, India (2005)

Las pérdidas de energía más relevantes en una caldera son las pérdidas por los gases de combustión;

corresponden a las señaladas desde la 1 a la 5en la figura anterior; en ellas se concentra entre el 80% y 90%

de las pérdidas de energía de una caldera.

El método indirecto tiene la ventaja de cuantificar las causas de las pérdidas de energía (Pe) en una caldera;

además es más preciso, pero requiere más mediciones y cálculos; el cálculo final es el siguiente:

𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑎 % = 100% − 𝑃𝑒𝑖 %

𝑖

El “Blow down” indicado en la figura anterior corresponde a las purga de la caldera; es una pérdida de

energía relaciona con la operación y mantenimiento de la caldera, lo que a su vez depende de la calidad del

agua disponible para la caldera y de su tratamiento químico, no se relaciona con el diseño de la caldera. Las

pérdidas por cenizas (bottom ash y fly ash) dependen del contenido de cenizas del combustible y del sistema

de combustión de la caldera.


11-9

En el capítulo Ejemplos de calderas y distribución de vapor del documento de Ejemplos prácticos incluye la

determinación de la eficiencia de la caldera de una caldera con demanda variable de vapor mediante el

método indirecto.

11.1.4 EJEMPLO CALDERAS CON DEMANDA VARIABLE DE VAPOR

Información levantada para el diagnóstico

La empresa toma conciencia de la importancia y beneficios de la eficiencia energética, investiga un poco y

descubre que su consumo es bastante superior a los estándares internacionales. Entonces decide contratar

un consultor y hacer una auditoría energética preliminar de su principal foco de consumo de energía: el

sistema de generación, distribución y consumo de vapor: su gasto energético es en un 87% combustible

El consultor levanta la siguiente información del proceso relacionada al consumo de combustible, la cual se

explicita y analiza para realizar una buena auditoría y para que los ingenieros de la contraparte comprendan

la problemática energética.

Información general:

La planta opera de lunes a viernes en tres turnos de 8 horas y se detiene por 3 semanas al año por

mantenimiento y vacaciones, es decir, aproximadamente 5.880 hrs/año (245 d/a * 24 h/d).

Las compras de petróleo diesel se realizan cuando es necesario; no se dispone de registros de

consumo mensual ni horario, sólo se estima un consumo anual 1.250 m3/año, resultando un

promedio de 5.102 lt/día.

Para el diesel se considerará PCI 10.165 Kcal/kg y densidad 0,85 kg/lt.

Información de proceso:

Las etapas del proceso de producción son: dosificación de materias primas, mezcla, moldeo, fragua,

dimensionado del producto, curado en autoclaves, embalaje.

Los procesos que consumen vapor son: mezcla, fragua y curado; se estima que el curado concentra

más del 90% del consumo de vapor; entonces se decide enfocar la auditoría en dicho proceso.

El proceso de curado se lleva a cabo en 5 autoclaves iguales; el proceso requiere de

aproximadamente 11 horas con vapor saturado a 10 bar; los bloques ingresan a los autoclaves a

una temperatura de 85ºC sobre carros, debido a reacciones químicas exotérmicas del proceso de

fragua y al sistema de control de temperatura en dicho proceso. En el proceso de curado en

autoclaves ocurren otras reacciones exotérmicas en el material que aportan cualidades al producto

terminado.

El material en el interior de los autoclaves absorbe parte de la humedad del vapor que condensa y

el resto del condensado es descargado por trampas de vapor a una red de recuperación dirigida a la

zona de mezcla de materias primas.

En un día de producción normal se llevan a cabo en torno a 7 procesos de curado.

Las dimensiones de los autoclaves son: 2,1 mt de diámetro y 45 mt de largo; cuentan con

aislamiento térmico de lana mineral de 100 mm de espesor, recubierto con zinc alum y están

expuestos a una brisa (esto hace mayores las perdidas por convección respecto a zonas sin viento).


11-10

Información de la planta térmica:

La planta cuenta con una caldera de servicio y una de respaldo, pero no se conocen datos de

potencia térmica y capacidad de la caldera.

Las calderas cuentan con instrumental básico de operación en buenas condiciones, el presóstato de

la caldera está seteado en 10 barg, según indica el manómetro; la chimenea no cuenta con

indicador de temperatura.

El sistema de agua de alimentación de calderas consiste en ablandadores y un estanque de agua

blanda, ingresando fría a la caldera; no existe retorno de condensado a las calderas porque se

contamina con material sólido del proceso de fabricación desarrollado en autoclaves; sin embargo

el condensado se utiliza en el proceso de mezcla de materias primas, pero a una temperatura

menor a la que se producido.

La calidad del agua de alimentación y del agua de la caldera, al parecer, están bien controlados por

el operador y el proveedor del sistema de tratamiento; los registros en cada turno de sus

parámetros de control están en los rangos correspondientes; la purga es de fondo y se realiza en

forma manual.

Información de la red de distribución de vapor:

Toda la red de distribución de vapor se aprecia en buenas condiciones: buen aislamiento térmico,

trampas de vapor bien ubicadas y en buenas condiciones, no se observan fugas de vapor.

Se hizo un levantamiento del trazado: el ramal principal corresponde a una cañería de 3” que se

extiende por 150 mt entre la sala de calderas y la zona de autoclaves; todo el tramo cuenta con

aislamiento térmico en lana mineral de 50 mm de espesor recubierto con zinc alum y están

cubiertos protegido contra la lluvia. Los autoclaves están ubicados en una misma zona, sus líneas

de alimentación son de 1,5” y tienen una extensión de 20 mt por autoclave.

Metodología de trabajo para realizar el diagnóstico

Con el objeto de llevar a cabo el balance de energía de la caldera y del proceso de curado, determinar la

eficiencia de la caldera, estimar ítems de consumo de vapor en el proceso de curado y pérdidas de energía

en todo el sistema, considerando el nivel de información disponible, el presupuesto y plazo para llevar a

cabo la auditoría, se procede de la manera siguiente:

A. Se requiere conocer la producción de vapor de la caldera y las condiciones de operación de la

caldera, por ello se decide llevar a cabo las siguientes mediciones durante 24 horas, registrando la

producción de la fábrica durante ese día, y a la vez se registrada el momento en que cada autoclave

entra en operación.

Consumo de agua de alimentación de caldera: se registra midiendo el nivel del estanque

de agua de alimentación de la caldera a intervalos de media hora contra reloj; se

considerará equivalente a la producción de vapor de la caldera.

Simultáneamente a la medición anterior, se medirá la temperatura de gases de

combustión en la chimenea de la caldera, ya que es la variable más importante para

diagnosticar la condición de operación de la caldera, junto con la concentración de oxígeno

y CO. Previamente a esta medición se identifica que el quemador es de dos etapas: opera

con llama baja y llama alta.


11-11

B. Determinación de consumos de vapor del proceso de curado:

El proceso de curado es relativamente largo, de casi medio día; el consultor distinguirá tres

fases de consumo de vapor para realizar el balance de energía de este equipo: 1) la

primera fase corresponde al calentamiento inicial y humectación de la carga, un proceso

transciente que se estima podría requerir 1 hora; 2) la segunda fase consiste en el

mantenimiento de la temperatura de proceso en régimen permanente, donde el consumo

de vapor se debe principalmente a la compensación de las pérdidas de calor por las

paredes de los autoclaves y esto ocurre durante aprox. 9 horas; 3) la fase final, también

transciente, corresponde a la descompresión de autoclaves y descarga del material, lo cual

tarda aproximadamente 1 hora. Se estimará el consumo de vapor asociado a cada una de

estas fases para un autoclave.

C. Estimación de pérdidas de calor en la distribución de vapor: dado el excelente estado de las líneas,

simplemente se estimará en un 1% del calor generado en la caldera.

Resultados

Medición de agua de alimentación caldera

En la figura siguiente está graficado el consumo de agua de alimentación de la caldera; se observa

claramente que la caldera opera en un amplio rango de carga variable, entre aproximadamente 300 kg/h y

6.000 kg/h de producción de vapor; las calderas son menos eficientes a carga muy bajas. Ante estos

resultados, se deberá evaluar la eficiencia de la caldera a cargas parciales.

Figura 11.6: Perfil de consumo de agua caldera


Al observar el perfil de consumo de agua de la caldera, equivalente a su producción de vapor, surge la

pregunta por el motivo de las fluctuaciones en la demanda de vapor.

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32

Co

nsu

mo

agu

a ca

lde

rakg

/h

Horario


11-12

Para responder esta pregunta fue necesario informarse más de los procesos, esa información se cruzó con

los registros de operación de los autoclaves durante las mediciones en la caldera y el resultado de ese

análisis es el siguiente:

Cada autoclave es independiente en el inicio del proceso de curado y no existe programación de

alguna secuencia de partida de autoclaves.

A veces ocurre que varios autoclaves comienzan a operar casi simultáneamente, produciéndose un

aumento brusco en la demanda de vapor, ya que la fase de inicial del proceso es la de mayor

consumo de vapor.

También sucede que hay periodos en que todos los autoclaves están en régimen permanente por

periodos más prolongados a los medidos en esta ocasión.

Análisis de gases en caldera

Respecto a las mediciones de temperatura en la chimenea de la caldera, dados los resultados de la medición

anterior, el análisis de gases se realizó en las distintas condiciones de operación del quemador: en las

pruebas previas a las mediciones, se detecta que el quemador opera en forma intermitente con ciclos de

encendido/apagado en llama alta y encendido/apagado en llama baja.

Durante la medición se observa que al apagarse el quemador, su sistema de seguridad hace un barrido con

aire por 30 segundos; luego, antes de encender nuevamente hace un barrido de aire de 60 segundos, hecho

que registra una cota inferior de temperatura en las mediciones en llama alta y llama baja. En el periodo de

medición se registraron casi 100 encendidos del quemador en 24 horas, de lo cual resulta un promedio

diario de 4 encendidos por hora.

La tabla siguiente resume los resultados de estas mediciones:

Tabla 11.2: Resultados análisis de gases caldera

Ítem Unidad Llama alta Llama baja

Temperatura gases chimenea ºC 210 240

Temperatura aire chimenea ºC 175 185

Concentración de O2 %v secos 4,20% 5,45%

Exceso de aire % 25% 35%

Concentración de CO ppm secos 0,0 0,0


Los resultados de temperatura de gases confirman que la caldera está en buenas condiciones y la ausencia

de CO indica que la combustión es completa, aunque el exceso de aire está levemente alto; podría ajustarse

el quemador a 20% en llama alta y 30% en llama baja, para ahorrar un poco de combustible.

Estimación de la eficiencia de la caldera

El conocimiento de que la caldera opera a carga variable en un amplio rango, conlleva a la necesidad de

estimar su eficiencia en distintas condiciones de carga.

Se opta realizar un cálculo simplificado utilizando el método indirecto considerando las siguientes

componentes de pérdidas de energía en la caldera (se despreciará el efecto de la humedad del aire, ya que

es marginal en las pérdidas de energía):


11-13

Calor sensible en los gases secos de combustión

Calor en humedad de los gases por combustión del hidrógeno

Pérdidas por radiación y convección desde la superficie de la caldera

Calor sensible en la purga.

La relación aire/combustible estequiométrico del Diesel (A/Cst) se considera en 14,35 kgaire_seco/kgDiesel; y su

concentración de hidrogeno en 12% en peso.

Se observó en terreno que la purga de la caldera siempre se hace de la misma manera, ya que el operador

no visualiza que el equipo opera a carga variable, por lo tanto las pérdidas de calor por la purga y por

radiación y convección mantienen un valor constante en cualquier condición de carga de la caldera.

Pérdidas de energía en gases de combustión

Los cálculos que se señalan a continuación se llevaron a cabo para la operación de la caldera en llama alta y

llama baja. Primero se plantean todas las ecuaciones empleadas y luego se presentan los resultados en una

tabla (Se usó 20ºC como temperatura de referencia). Se usan valores estimados para el calor específico de

los gases secos de combustión y del vapor en los gases y para el calor latente del vapor de agua en los gases.

Pérdida de calor en gases secos:

𝑄𝑔𝑠 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 = 𝑚𝑔𝑠

𝑘𝑔𝑔𝑠

𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 ∗ 𝐶𝑝𝑔𝑠

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔º𝐶 ∗ (𝑇𝑔 − 𝑇𝑟𝑒𝑓 ) º𝐶

𝑚𝑔𝑠 kg gs

kg Diesel = 1 + 𝑚𝑎𝑠


𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 − 9 ∗ %𝐻2

𝑝𝑒𝑠𝑜

𝑚𝑎𝑠 𝑘𝑔𝑎𝑖𝑟𝑒 _𝑠𝑒𝑐𝑜



𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 ∗ 1 + 𝑒

Pérdida de calor por vapor de agua de la combustión del hidrógeno del combustible:

𝑄𝐻2

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 = 9

𝑘𝑔𝐻2𝑂

𝑘𝑔𝐻2 ∗ %𝐻2

𝑝𝑒𝑠𝑜 584

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔𝐻2𝑂 + 𝐶𝑝𝐻2𝑂



Tabla 11.3: Resultados cálculo de pérdidas de calor en gases de combustión


Cp promedio gases secos Kcal/KgK 0,245 0,245

Cp vapor sobrecalentado en gases Kcal/KgK 0,450 0,450

Calor latente vapor de agua en gases Kcal/KgK 584,0 584,0

Cálculo de pérdidas en gases Caudal total de gases Kggases/KgDiesel 18,938 20,373

Flujo de humedad en los gases kgH2O/kgDiesel 1,080 1,080

Caudal de gases secos Kggases_secos/kgDiesel 17,858 19,293

Pérdida calor sensible en gases secos Kcal/kgDiesel 831,3 1.039,9

Pérdida calor por humedad en gases Kcal/kgDiesel 723,1 737,6

Pérdida energía gases Kcal/kgDiesel 1.554,3 1.777,5

% 15,3% 17,5%

Eficiencia combustión % 84,7% 82,5%



11-14

Estos resultados confirman las buenas condiciones en que se está produciendo la combustión en la caldera;

la eficiencia de la combustión en llama baja es menor debido al mayor exceso de aire, respecto a la llama

alta, el que a su vez se traduce en una mayor temperatura de gases a la salida del equipo.

Pérdidas por radiación y convección:

Para determinar las pérdidas por radiación y convección de la caldera se hizo un levantamiento de sus

dimensiones; luego se midió con un termómetro infrarrojo la temperatura en su manto cilíndrico, tapa

posterior y frontis, cuyos resultados se presentan en la tabla siguiente:

Tabla 11.4: Mediciones de dimensiones y temperaturas superficie caldera

Ítem Unidad Valor

Largo caldera mt 7,4

Diámetro caldera mt 2,1

Temperatura manto cilíndrico ºC 50

Temperatura tapa posterior ºC 80

Temperatura frente ºC 70


Para calcular estas pérdidas de calor se busca la pérdida unitaria en tablas de transferencia de calor, acorde

al material que se está analizando. La tabla que sigue resume los resultados del cálculo final realizado con la

ecuación siguiente; el detalle de los cálculos y las ecuaciones respectivas se presenta posteriormente:

𝑄 𝑅𝑎𝑑 𝑦 𝑐𝑜𝑛𝑣 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕 = 𝑆𝑢𝑝 𝑚2 ∗ 𝑞

𝑊

𝑚2 ∗ 0,86 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑊𝑕

Tabla 11.5: Resultados pérdidas de calor por radiación y convección caldera

Superficie Área m

2

Pérdida unitaria Kcal/h / m

2

Pérdida de calor Kcal/h

Manto cilíndrico 48,8 181,8 8.876

Tapa posterior 3,5 418,1 1.448

Tapa frontal 3,5 336,4 1.165

Total 11.489

Es decir:

𝑄 𝑅𝑎𝑑 𝑦 𝑐𝑜𝑛𝑣 = 11.489 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕

Pérdidas por la purga de la caldera:

Para estimar la pérdida de calor por la purga, se requiere conocer el caudal purgado, temperatura del agua

purgada, frecuencia y tiempo que dura la purga. El operador informa una purga de aproximadamente 10

segundos (± 3 purgas de 3 segundos c/u) cada hora del día (y noche).


11-15

El caudal de la purga se puede estimar mediante la ecuación de Bernoulli entre ambos lados de la válvula

respectiva (de 4” de diámetro nominal 10 cm), ya que la presión estática del agua en la caldera se

transforma completamente en energía cinética en la descarga de la válvula (se despreciarán las pérdidas de

carga en la válvula y la diferencia de cota entre ambos lados de la válvula).

La ecuación de Bernoulli resultante es la siguiente:

𝑃𝑐𝑎𝑙𝑑𝑒𝑟𝑎 𝑃𝑎 =1

2𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎

𝑘𝑔

𝑚3 ∗ 𝑣 𝑚

𝑠

2

𝑣 = 2 ∗𝑃𝑐𝑎𝑙𝑑𝑒𝑟𝑎 𝑁

𝑚2

𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑘𝑔𝑚3

= 2 ∗1000 𝑁

𝑚2

1000 𝑘𝑔𝑚3

= 1,4 𝑚

𝑠

Ahora, el caudal propiamente tal se calcula con la siguiente ecuación:

𝑚 𝑝𝑢𝑟𝑔𝑎 𝑘𝑔

𝑠 = 𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎

𝑘𝑔

𝑚3 ∗ 𝜋𝐷2

4 𝑚2 ∗ 𝑣

𝑚

𝑠

𝑚 𝑝𝑢 𝑟𝑔𝑎 = 1000 𝑘𝑔

𝑚3 ∗ 𝜋0,12

4 𝑚2 ∗ 1,4

𝑚

𝑠 = 11,107

𝑘𝑔

𝑠

Finalmente, considerando una temperatura estimada para el agua purgada de 160ºC (es menor a la

temperatura de saturación a 10 bar de 184ºC), se calcula la pérdida de calor asociada a la purga:

𝑄 𝑝𝑢𝑟𝑔𝑎 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕 = 𝑚 𝑝𝑢𝑟𝑔𝑎

𝑘𝑔

𝑠 ∗ 𝐶𝑝𝑎𝑔𝑢𝑎

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔º𝐶 ∗ 𝑇𝑝𝑢𝑟𝑔𝑎 − 𝑇𝑟𝑒𝑓 º𝐶 ∗ 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜𝑝𝑢𝑟𝑔𝑎

𝑠

𝑕

𝑄 𝑝𝑢𝑟𝑔𝑎 = 11,107 𝑘𝑔

𝑠 ∗ 1

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔º𝐶 ∗ 160 − 20 º𝐶 ∗ 10

𝑠

𝑕 = 15.550

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕

Porcentaje de pérdidas de energía por radiación y convección y por la purga

Para expresar la pérdida de calor por las superficies de la caldera (radiación y convección ) y por la purga,

como un fracción del consumo de combustible, Kcal/kgDiesel y tanto por ciento, se hace una pequeña

iteración para estimar el consumo de combustible, considerando en primera instancia sólo la eficiencia de la

combustión y la generación máxima de vapor con el quemador en llama alta y llama baja (resultantes en

6.009 y 2.492 kg/h, respectivamente, a partir de las mediciones de agua de alimentación y análisis de gases

durante la operación continua de los quemadores en llama alta y llama baja, respectivamente); en la

segunda iteración se consideran todas las pérdidas en la caldera expresadas en porcentaje, es decir, la

eficiencia de la caldera. Las ecuaciones usadas en este cálculo son las siguientes:

𝑚 𝑐 𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙

𝑕 =

𝑚 𝑣 𝑘𝑔𝑕 ∗ 𝑕𝑣 − 𝑕𝑎

𝑘𝑐𝑎𝑙𝑘𝑔

𝜂𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑖 ó𝑛 % ∗ 𝑃𝐶𝐼𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 𝑘𝑐𝑎𝑙𝑘𝑔

𝑄𝑅𝑎𝑑 𝑦 𝑐𝑜𝑛𝑣 𝑘𝑐𝑎 𝑙

𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 =

𝑄 𝑅𝑎𝑑 𝑦 𝑐𝑜𝑛𝑣 𝑘𝑐𝑎𝑙𝑕


𝑕

𝑄purga 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 =

𝑄 purga 𝑘𝑐𝑎𝑙𝑕


𝑕


11-16

𝑄𝑅𝑎𝑑 𝑦 𝑐𝑜𝑛𝑣 % =𝑄𝑅𝑎𝑑 𝑦 𝑐𝑜𝑛𝑣 𝑘𝑐𝑎𝑙


𝑃𝐶𝐼𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 𝑘𝑐𝑎𝑙𝑘𝑔

𝑄𝑝𝑢𝑟𝑔𝑎 % =

𝑄𝑝𝑢𝑟𝑔𝑎 𝑘𝑐𝑎𝑙𝑘𝑔𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙

𝑃𝐶𝐼𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 𝑘𝑐𝑎𝑙𝑘𝑔

𝜂𝑐𝑎𝑙𝑑𝑒𝑟𝑎 % = 𝜂𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑖 ó𝑛 % − 𝑄𝑅𝑎𝑑 𝑦 𝑐𝑜𝑛𝑣 % + 𝑄𝑝𝑢𝑟𝑔𝑎 %


𝑕 =

𝑚 𝑣 𝑘𝑔𝑕 ∗ 𝑕𝑣 − 𝑕𝑎

𝑘𝑐𝑎𝑙𝑘𝑔

𝜂𝑐𝑎𝑙𝑑𝑒𝑟𝑎 % ∗ 𝑃𝐶𝐼𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 𝑘𝑐𝑎𝑙𝑘𝑔

La tabla siguiente presenta los resultados de este cálculo:

Tabla 11.6: Resultados pérdidas de energía constantes y eficiencia de la caldera


Pérdida de calor purga caldera Kcal/ kgDiesel 34,4 79,9

% 0,34% 0,79%

Pérdida de calor rad. y conv. caldera Kcal/ kgDiesel 25,4 59,0

% 0,25% 0,58%

Consumo combustible kgDiesel/h 452,7 194,6

Eficiencia caldera % 84,12% 81,15%

Eficiencia de la caldera a cargas parciales

Para realizar este cálculo se procesa la información de operación del quemador registrada durante las

mediciones en la caldera, particularmente los ciclos de encendido y apagado. Para esto, fue necesario medir

el flujo de los barridos de aire en la chimenea de la caldera mediante un anemómetro (flujo másico = sección

chimenea * velocidad * densidad).

La tabla siguiente muestra el cálculo de la pérdida de energía asociada al barrido total de 90 segundos de un

ciclo de apagado y encendido; para simplificar el cálculo, se usó la temperatura promedio del aire (entre

185ºC y 175ºC, es decir, 180ºC) para considerar el mismo valor en llama alta y llama baja calculada como:

𝑄 𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕 = 𝑚 𝑎𝑖𝑟𝑒

𝑘𝑔

𝑠 ∗ 𝐶𝑝𝑎𝑖𝑟𝑒

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔º𝐶 ∗ 𝑇𝑎𝑖𝑟𝑒 − 𝑇𝑟𝑒𝑓 º𝐶 ∗ 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜

𝑠

𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜

Tabla 11.7: Cálculo pérdida de energía ciclo encendido apagado quemador

Ítem Unidad Valor

Flujo de aire kg/s 0,27

Cp aire Kcal/KgK 0,24

Temperatura aire salida caldera ºC 180

Tiempo barrido por ciclo encendido/apagado segundos 90

Pérdida de energía por ciclo Kcal/ciclo 945,0


A continuación, se estima la operación del quemador en distintas condiciones de carga de la caldera; la

operación a cargas parciales del quemador se estimaron de la manera siguiente:

La operación a plena carga corresponde al quemador operando en llama alta de manera continua.


11-17

La operación a 75% de carga se logra con el quemador en llama alta encendido 45 minutos en una

hora con 5 ciclos de encendido/apagado por hora (barridos de aire por 7,5 minutos).

La carga siguiente ocurre con el quemador operando en forma continua en llama baja, condición

correspondiente a un 43% de carga.

Una operación a 20% de carga se aproximó considerando que el quemador en llama baja se apaga

30 minutos en una hora (esto en forma intermitente) con 10 ciclos de encendido apagado a la hora

(barridos de aire por 15 minutos).

Por último, a 10% de carga se consideró que el quemador opera en llama baja 15 minutos en una

hora con 15 ciclos de encendido apagado (barridos de aire por 7,5 minutos).

La tabla siguiente muestra los resultados de esta estimación:

Tabla 11.8: Estimación operación del quemador a cargas parciales

Ítem Unidad Condición de carga

Factor de carga quemador

100% 75% 43% 20% 10%

Llama en operación n/a alta alta baja baja baja

Tiempo quemador apagado min/h 0 15 0 30 45

Tiempo quemador encendido min/h 60 45 60 30 15

Ciclos encendido/apagado por hora ciclos/h 0 5 0 10 15

Pérdida por barrido de aire Kcal/h 0 4.725 0 9.450 14.175

Potencia aportada por el quemador Kcal/h 4.601.406 3.451.055 1.978.095 920.281 460.141

Flujo de combustible kgDiesel/h 452,7 339,5 194,6 90,5 45,3

Porcentaje pérdida por barrido de aire % 0,00% 0,14% 0,00% 1,03% 3,08%


Por último, para estimar la eficiencia de la caldera en estas distintas condiciones de carga, se considera que

las pérdidas por radiación y convección se mantienen constantes en cualquier condición de carga. La tabla

siguiente resume el balance de energía, eficiencia y producción de vapor de la caldera en distintas

condiciones de carga.

Tabla 11.9: Condiciones de operación de la caldera en distintas condiciones de carga

Ítem Unidad Factor de carga

100% 75% 43% 20% 10%

Pérdida por gases % 15,3% 15,3% 17,5% 17,5% 17,5%

Pérdida barrido aire quemador % 0,0% 0,14% 0,0% 1,03% 3,08%

Pérdidas purga caldera % 0,34% 0,45% 0,79% 1,69% 3,38%

Pérdidas calor superficie caldera % 0,25% 0,33% 0,58% 1,25% 2,50%

Eficiencia caldera a carga parcial % 84,1% 83,8% 81,1% 78,5% 73,6%

Producción de vapor kg/h 6.009,1 4.489,0 2.491,9 1.122,2 525,4


A continuación se presenta el gráfico con la eficiencia de la caldera en función de la carga de operación; la

eficiencia cae más de 10 puntos al operar a 10% de carga, respecto de su valor a plena carga: 84,1% v/s

73,6%.


11-18

Figura 11.7: Curva de eficiencia de la caldera en función de la carga


Análisis y conclusiones del caso

Desarrollando completamente el balance de energía del proceso en los autoclaves, analizando las prácticas

operacionales, el proceso mismo y el perfil de generación de vapor, se descubre que las causas de los peaks

y mínimos de consumo de vapor se debe a las siguientes causas:

i. La mayor demanda de vapor del proceso de curado ocurre en su inicio, dado que los autoclaves

están a baja temperatura, se requiere calentar todo el acero del autoclave y el producto a la vez,

entonces el vapor condensa rápidamente y se produce un peak de demanda de vapor que va

disminuyendo en la medida que el equipo se va calentando. A esto se suma el hecho que a veces

parten varios procesos a la vez.

ii. Los periodos de bajo consumo de vapor ocurren cuando los autoclaves en funcionamiento ya

alcanzaron las condiciones de régimen y su consumo de vapor se limita a compensar las pérdidas

por radiación y convección de los autoclaves, que son mínimas, ya que están bien aislados

térmicamente.

iii. Luego, en la etapa final del proceso se pierde el vapor que ocupa el volumen del autoclave,

(volumen no ocupado por el producto) y además se pierde el vapor y condensado de la fase de

descompresión del autoclave. Sólo la cantidad de vapor que llena el volumen del autoclave es de

aproximadamente 500 kg por proceso, es decir, 3.500 kg de vapor diarios (7 curados diarios). Esta

cifra representa aproximadamente el 5% de la producción de vapor diaria. Esta ineficiencia del

proceso podría disminuir generando vapor flash a menor presión durante la descompresión para

aprovecharlo en la fase inicial del proceso de curado de otro autoclave y reducir así los peaks de

demanda de vapor; obviamente esto requiere programar la operación de autoclaves.

iv. Por último, dado que la operación de la caldera a muy baja carga es de baja eficiencia, conviene

programar y distribuir la partida de autoclaves durante el día, con cierto intervalo de tiempo entre

partidas, para así emparejar la demanda de vapor durante cada día, evitar peaks de consumo y

evitar que la caldera opere baja carga solamente compensando las pérdidas por radiación y

convección de los autoclaves en régimen. Así mejoraría la eficiencia promedio anual de operación

de la caldera, lo que conduciría a un ahorro anual de combustible.

70,0%

72,5%

75,0%

77,5%

80,0%

82,5%

85,0%

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Efic

ienc

ia c

alde

ra

Factor de carga


11-19


1) Se llevan a cabo mediciones de temperatura de gases en una caldera, resultando valores relativamente

altos; ¿cuál de las siguientes puede ser causa de esta ineficiencia?

a. No hay retorno de condensado y por ende el agua de alimentación entra fría a la caldera.

b. El tratamiento del agua de alimentación de la caldera no se lleva a cabo como fue indicado por

el proveedor de los productos químicos.

c. La caldera no cuenta con economizador que recupere calor para reducir la temperatura de los

gases.

2) De todas las formas que existen para estimar la eficiencia energética de una caldera, describa la mejor

de ellas desde la perspectiva de la eficiencia energética. Justifique su elección.

3) Del gasto combustible de un establecimiento industrial, dos son los consumos de vapor importantes:

uno demanda en promedio 1,5 ton/h de vapor saturado seco a 10 barg y el otro 1 ton/h de vapor a 3

barg. Actualmente ambos son abastecidos con vapor proveniente de la caldera, la cual opera a 10 barg,

por ende, el menor de estos consumos cuenta con una válvula reductora de presión. Ambos equipos

cuentan con trampas de vapor. El consultor identifica la posibilidad de obtener vapor flash del consumo

mayor para cubrir parte de la demanda de vapor del consumo menor. ¿Cuánto vapor se ahorra

implementado esta opción? ¿Qué otra opción tiene el consultor para ahorrar energía para abastecer el

consumo de menor presión; estime el ahorro de energía respectiva?


[1] P. Basu, c. Kefa, L. Jestin, Boilers and Burners Design and Theory, Springer (2000).

[2] I.G.C Dryden, The Efficient Use of Energy, Second Edition, Butterworths (1982).



[3] TLV Co.Ltd., Efficient use of process steam (1999).



[5] Spirax Sarco, Sitio Web, www.spiraxsarco.com

[6] Thermal Engeenering, Sitio Web, www.thermal.cl

[7] Dueik Equipos térmicos, Sitio Web, www.dueik.cl

[8] Revista Induambiente Nº37 Marzo-Abril 1999.

[9] Comisión Nacional para el uso eficiente de la Energía (CONAE), Módulos Tecnológicos,

www.conae.gob.mx

http://www.conae.gob.mx/


11-20

11.2 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE VAPOR

11.2.1 FLUJOS DE ENERGÍA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE VAPOR

En un sistema de distribución la entrada de energía corresponde a la energía contenida en el agua o vapor

proveniente de la caldera. El flujo de energía será distinto dependiendo si se trata de un sistema abierto o

cerrado. Existen diversas pérdidas de calor en el sistema de distribución además de los flujos de calor

asociados a los equipos auxiliares. El uso final de energía puede ser directo o indirecto. La siguiente tabla

presenta los flujos de energía en estos sistemas.

Flujos de energía Factores claves para evaluar el flujo


Pérdidas de calor en líneas de distribución por falta de aislamiento en superficie de las tuberías

Temperatura, superficie, área, niveles de aislamiento

Termómetro infrarojo

Fugas de vapor en tuberías. Columna de vapor, presión del sistema

Termómetro infrarojo, detector ultrasónico

Pérdidas en descarga de vapor condensado descargado en trampas u otros receptores

Temperatura, volumen termómetro

Uso directo de vapor, inyectado directamente a los procesos

Temperatura, presión

Uso indirecto de vapor, mediante el calor entregado a través de intercambiadores de calor

Temperatura, presión

Pérdidas de vapor flash cuando el agua presurizada se libera a presión atmosférica, parte de este se evapora como vapor flash debido a la caída de presión

Temperatura, presión Termómetro

Fugas de condensado en tuberías de retorno de condensado

Fugas de agua

Pérdidas de calor en tuberías de retorno no aisladas superficialmente, trampas y sellos

Temperatura, superficie, área, niveles de aislamiento

Termómetro infrarojo

Retorno: En sistemas de ciclo cerrado el condensado se utiliza en la caldera

% de retorno, temperatura, volumen

Termómetro



estudiada.


11-21

11.2.2 OPORTUNIDADES DE MEJORA DE EE EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE VAPOR





auditor:







continuación.

11.2.2.1 OPORTUNIDADES DE MEJORA A NIVEL DE LA DEMANDA ENERGÉTICA


11-22

Elaborar un perfil de demanda

Al igual que en otros casos se recomienda en primer lugar elaborar un perfil de cargas del sistema que

permita reconocer las demandar reales de energía y establecer las demandas evitables o reducibles a través

de la recuperación de calor. Se recomienda verificar si han existido cambios en las condiciones de diseño del

sistema y verificar que la temperatura y presión de operación de la caldera no son significantemente

mayores que los máximos requerimientos.

Adicionalmente se debe: Determinar el flujo de diseño, requerimientos de presión y de calidad del vapor,

aguas arriba y aguas abajo; asegurar que el tamaño de la tubería es correcto para evitar un suministro de

presión excesivo.

En sistemas con uso directo de vapor, asegurar que el control de descarga de vapor es adecuado. En

sistemas de uso indirecto, asegurar que los intercambiadores de calor son adecuados para la carga.

Asegurarse que no exista descarga de vapor a los equipos cuando no se utilicen y chequear que el control de

temperatura sea el adecuado.

Reducciones de presión eficiente

Las reducciones de presión son típicas en cualquier instalación de vapor, dado que es más económico

distribuir vapor a mayores presiones dado su menor volumen específico, entonces, se reduce la presión en

el punto de consumo. Sin embargo, esta práctica constituye una ineficiencia energética, dado que en las

válvulas reductoras de presión se induce una pérdida de carga, desperdiciándose presión y por ende exergía

del respectivo flujo de vapor. Una alternativa energéticamente más eficiente a esta opción de operación

consiste en una turbina de vapor a contrapresión que expande el vapor saturado, desde la presión a la que

fue generado hasta la presión en el punto de consumo, aprovechando la respectiva caída de presión para

generar electricidad o trabajo mecánico. Esta tecnología existe desde potencias en torno a los 20 Kw, los

cuales, por ejemplo, se pueden lograr expandiendo 1.100 kg/hr de vapor desde 9 barg hasta 4 barg con una

eficiencia isentrópica del 50 (este tipo de turbina tiene eficiencias insentrópicas entre 20 y 70), el vapor

en este caso sale de la turbina con un título de 98, por ende, el condensado respectivo debe ser separado

antes del intercambiador de calor que usaría este vapor; la turbina se debe instalar en paralelo a un sistema

de reducción de presión que operaría en emergencias.

11.2.2.2 OPORTUNIDADES DE MEJORA A NIVEL DE PROCESOS Y TECNOLOGÍAS

Verificar el correcto aislamiento

Los equipos de consumo de vapor deben tener buena aislación térmica, de lo contrario, una parte del calor

será desperdiciado en el medio ambiente. Sentir calor en cualquier zona de una planta de proceso es señal

de mal aislamiento térmico.

Reducir fugas en redes de vapor y retorno de condensado

Estas pueden ser ocasionadas por corrosión debido a un tratamiento inapropiado del agua de alimentación

de la caldera o por desperfectos en uniones, válvulas o fittings. Ante este tipo de pérdidas es necesario, por

un lado, eliminar las imperfecciones en las redes, pero además, corregir el tratamiento del agua de

alimentación de la caldera. Las pérdidas de energía asociadas son mayores cuan mayor sea la entalpía de la

fuga y tamaño del orificio respectivo. Una instalación en buen estado no debería evidenciar ningún tipo de


11-23

fuga ni filtración, mientras que Agujeros de 3 mm de diámetro en cañerías acarrean 7 Kg/cm2 de vapor,

desperdiciando un equivalente a 33 m3 de diesel por año.

Mantenimiento de trampas de vapor

Estos dispositivos captan el condensado que se puede producir en tramos largos de redes de suministro de

vapor y en los equipos de consumo de vapor, permiten que el vapor entregue todo su calor latente. Existen

distintos tipos de trampas de vapor, cada una con virtudes que las hacen más apropiadas para determinados

usos. Los desperfectos en trampas de vapor son de dos tipos: quedan abiertas o quedan cerradas; en el

primer caso, el vapor pasa por el equipo respectivo sin aportar todo su calor latente al proceso en servicio,

por lo tanto se generó una cantidad de vapor que finalmente no fue usado; cuando las trampas quedan

cerradas se acumula condensado en los equipos, causando problemas de operación y proceso, que también

tienen un costo asociado. Estos problemas se corrigen con un buen sistema de inspección y/o chequeo de

las trampas de vapor.

Aislamiento térmico de las redes de vapor y retorno de condensado

Estas redes deben disponer de aislamiento térmico de un material apropiado y en un espesor óptimo. Las

pérdidas por radiación y convección en redes instaladas a la intemperie pueden ser mayores debido a

corrientes de aire, hecho que debe ser considerado en la especificación del aislamiento; en esta situación el

recubrimiento del aislamiento térmico también es importante, especialmente en zonas con lluvias, para

evitar que el aislamiento se moje; por lo mismo los tramos exteriores deben ser inspeccionados con mayor

frecuencia para chequear el estado del aislamiento. El aislamiento térmico de válvulas también es posible y

debe ser evaluado si su cantidad y tamaño lo amerita.

Trazado de la red de vapor

Debido a variaciones horarias o diarias en las demandas de vapor de los procesos o por cambios en las

instalaciones, pueden quedar tramos de las redes de vapor sin puntos de consumo, pero las líneas se

mantienen llenas de vapor, con las consiguientes pérdidas de calor por radiación y convección y problemas

operacionales derivados del condensado que se va produciendo. Es necesario instalar válvulas que corten el

suministro de vapor en estos tramos en función de las demandas de vapor o eliminar los tramos fuera de

servicio si es el caso.

Se recomienda además desconectar y sellar o cerrar válvulas sin utilizar y eliminar todas las tuberías

redundantes.

Mantenimiento y limpieza del sistema

Muchas ineficiencias en sistemas de vapor se relacionan con la falta de limpieza y mantenimiento. Se

recomienda en primer lugar asegurarse de mantener limpias todas las superficies de transferencia de calor,

pues capas de polvo aumentan la resistencia térmica reduciendo la capacidad de intercambio de calor.

En el caso de uso indirecto, remover aire de los equipos intercambiadores de calor (películas de aire de 0,25

mm ofrece la misma resistencia a la transferencia de calor que una pared de cobre de 330 mm).

Y mantener y reparar aislamiento dañado (una zona de tubería de 150 mm de diámetro y 100 m de largo

descubierta, implica el desperdicio de 25.000 litros de diesel en un año)


11-24

11.2.2.3 OPORTUNIDADES DE MEJORA A NIVEL DEL RECURSO ENERGÉTICO

Recuperación de condensado

En aquellos equipos en que hay transferencia de calor a través de una superficie, el vapor condensa al

entregar su calor latente, condensado que debiese ser recuperado para hacer un uso eficiente de este

recurso. Para que ocurra la condensación del vapor se instalan trampas de vapor, mencionadas

anteriormente. En las líneas de vapor también ocurre algún grado de condensación, debido a las pérdidas de

calor del piping, especialmente en las partidas cuando las redes están frías, las cuales también deben estar

provistas de trampas de vapor cada cierto tramo.

Para recuperar el condensado generado en los distintos puntos de consumo de vapor se requiere instalar un

sistema con ese fin, conectado a las trampas de vapor, el cual puede operar a presión atmosférica o a una

mayor presión; en cualquier caso la presión del sistema de recuperación de condensado es independiente

de la presión del vapor en el punto de consumo, ya que la trampa de vapor “aísla” la presión a la que opera

el equipo de consumo. (6°C de aumento en la temperatura del agua de alimentación por medio de la

utilización de economizadores o sistemas de recuperación de condensado, implican un ahorro de un 1% en

el consumo de combustible).

La recuperación de condensado a presión atmosférica tiene la desventaja que el condensado pierde

temperatura alcanzando valores menores a los 100ºC, pero este sistema es más barato y por ende, el más

común en Chile. La recuperación de condensado presurizado es un sistema un poco más sofisticado pero

permite una mayor recuperación de energía al ser mucho menor la caída de temperatura del condensado.

La red a presión atmosférica se dimensiona para el volumen de vapor flash en la descarga de las trampas de

vapor, ya que el volumen de condensado líquido es mucho menor; la red presurizada se dimensiona sólo

para condensado líquido y por ende, se requieren cañerías de menor diámetro. Obviamente, cualquiera sea

el caso, el sistema debe contar con la debida aislación térmica.

Muchas veces no se recupera condensado por el riesgo de contaminación con el fluido o medio calentado

con el vapor; este riesgo se puede controlar con la selección de materiales apropiados en los

intercambiadores de calor, buena especificación de presiones en ambos lados del equipo y un muy buen

sistema de mantenimiento.

Vapor flash

El vapor flash se produce cuando vapor a presión es liberado a una menor presión; este vapor a menor

presión puede usarse en procesos que requieren calor a menor temperatura. Para aprovechar el vapor flash

se requiere instalar estanques de vapor flash que operen a la presión deseada; este dispositivo permite

separar el vapor flash del condensado líquido, el cual debe ser descargado mediante trampas de vapor

finalmente conectadas a la red de retorno de condesado. El uso de vapor flash tiene la ventaja de tener

mejores propiedades de transferencia de calor que el condensado líquido a la misma temperatura y permite

evitar el uso de válvulas reductoras de presión para abastecer consumos de vapor a menor presión; dichas

válvulas generan ineficiencias ya que operan induciendo una pérdida de presión, y por ende, de exergía.

Aprovechar el calor del condensado en otros procesos


11-25

Verificar si existen otros procesos en los que pueda aprovecharse el calor del condensado por medio de

intercambiadores de calor. Se pueden utilizar chillers de absorción para condensar el utilizado antes de

retornar el condensado a la caldera o bien aprovechar en bombas de calor.

11.2.3 EJEMPLO PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LÍNEAS DE DISTRIBUCIÓN DE VAPOR Y ANÁLSIS

DE COSTO DE LA ENERGÍA EN EL SISTEMA

En memoria a Carlos Gherardelli

Antecedentes y levantamiento de información

Una industria donde el costo combustible representa una fracción importante del gasto energético cuenta

con una caldera para proporcionar calor a sus procesos de producción; la fuente de energía es petróleo

Diesel (PCI 8.640,3 Kcal/lt, densidad 0,85 kg/lt). La planta opera 4.992 h/años (18 h/día, 6 días/sem y 52

sem/año).

En el levantamiento de información el consultor se informa de que algunos consumos de vapor usan vapor

directo y que sólo una fracción del vapor producido condensa, sin embargo, no es recuperado.

Entre la sala de caldera y la zona de consumos de vapor hay aproximadamente 100 metros. El consultor nota

la evidente pérdida de calor en la línea principal de distribución de vapor debido al precario estado del

aislamiento térmico con muchas zonas ya sin aislamiento térmico. Los tramos aislados representan

aproximadamente el 50% y cuentan con lana mineral en 25 mm de espesor recubierto en zinc alum.

Mediciones y estimación de la eficiencia de la caldera

Luego procede a realizar las mediciones pertinentes para determinar la eficiencia de la caldera, los

resultados promedios se presentan en la tabla siguiente. La eficiencia de la caldera de 80% es mejorable, sin

embargo, se vislumbra que las mayores posibilidades de ahorro están aguas debajo de la caldera.

Tabla 11.10: Valores medios de operación de la caldera

Ítem Unidad Valor

Presión barg 7,0

Temperatura de saturación ºC 170,4

Temp. Agua alimentación ºC 20,0

Entalpía vapor saturado Kcal/kg 661,2

Calor latente Kcal/kg 489,0

Aumento entalpía caldera Kcal/kg 641,2

Producción promedio de vapor kg/h 610,0

Eficiencia caldera % 80,0%

Potencia térmica útil Kcal/h 391.131

Potencia combustible Kcal/h 488.913

Consumo combustible lt/h 56,6


.Pérdida de calor en línea de distribución de vapor


11-26

Para determinar las pérdidas de calor en la línea de distribución de vapor el consultor usa la norma

Mexicana (Norma Oficial Mexicana NOM-009-ENER-1995), por lo cual usan las siguientes ecuaciones en un

proceso que requiere algunas iteraciones; la nomenclatura se presenta a continuación:

Tabla 11.11: Datos para cálculo de pérdida de calor en línea principal de distribución de vapor

Datos Unidad para cálculo

Nomenclatura Valor

Diámetro de la cañería m do 2 ½ pulgada

Espesor del material aislante m esp 50 mm

Conductividad del aislante W/(mK) kais 0,03

Emisividad de la superficie exterior adimensional Ems 0,2 (*)

Velocidad del viento m/h v 1,0 m/s

Temperatura de operación K Top 170,4ºC

Temperatura ambiente K Ta 20ºC

(*) Valor para superficie reflectante


En la tabla siguiente se presentan los resultados obtenidos para las pérdidas de calor en la línea de

distribución principal de vapor, acorde a los valores encontrados en tablas de transferencia de calor acorde a

los materiales del caso analizado:

Tabla 11.12: Pérdida de calor en línea de distribución principal de vapor

Tramo Longitud Pérdida calor

Condensado en la línea

mt Kcal/h / m Kcal/h kg/h

sin aislar 50 473,3 23.665 48,4

aislada en 25 mm 50 42,4 2.120 4,3

Total 100

25.785 52,7


El efecto de la pérdida de calor en la línea de vapor es la condensación del vapor (columna “condensado en

la línea” en la tabla anterior), cuya cantidad se determinó con la ecuación siguiente:

𝑚 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑒𝑛𝑠𝑎𝑑𝑜 𝑘𝑔

𝑕 =

𝑄 𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎 𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟 𝑘𝑐𝑎𝑙𝑕

𝑕𝑔8𝑏𝑎𝑟 − 𝑕𝑙

8𝑏𝑎𝑟 𝑘𝑐𝑎𝑙𝑘𝑔

Por lo tanto de los 610 kg/h de vapor generados en la caldera condensan 52,7 kg/h y sólo 557,3 kg/h

corresponden a vapor de proceso. La figura siguiente ilustra los balances de masa y energía en los puntos

relevantes del sistema:


11-27

Figura 11.8: Balance de masa y energía del sistema de vapor


Evaluación de opciones de eficiencia energética

Aislamiento térmico línea de distribución de vapor

La pérdida de calor en la línea principal de distribución de vapor puede minimizarse colocando en toda la

línea lana mineral nueva recubierta en zinc alum en un espesor de 60 mm para tener una efectividad del

95%. Las pérdidas de la línea bien aislada se presentan en la tabla siguiente, calculadas con el método

señalado:

Tabla 11.13: Pérdida de calor en línea principal de vapor bien aislada

Longitud Pérdida calor

Condensado en la línea

tramo mt Kcal/h / m Kcal/h kg/h

aislada en 60 mm 100 24,0 2.400 4,9


Recuperación de condensado

557,3 kg/h 83,8 Mcal/h

170ºC

557,3 kg/h 357,4 Mcal/h

Pérdidas de calor

caldera 97,8 Mcal/h

Condensado de línea

Vapor a proceso

Condensado de proceso

100 mt

Pérdida de calor línea vapor 25,8 Mcal/h

610 kg/h 391,1 Mcal/h

Agua make-up 610 kg/h 0,0 Mcal/h 20ºC

Diesel 56,6 lt/h

488,9 Mcal/h

52,7 kg/h 7,9 Mcal/h 170ºC

Pérdidas de Condensado

Proceso

Producto 273,6 Mcal/h

Vapor útil caldera


11-28

El condensado de la línea de vapor y el condensado de los equipos de proceso, se producen a 170,4ºC, la

temperatura de saturación a la presión respectiva. La pérdida de energía asociado a cada pérdida de

condensado es la siguiente:

𝑄 𝑐𝑜𝑛𝑑 −𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕 = 𝑚 𝑐𝑜𝑛𝑑 −𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎

𝑘𝑔

𝑕 ∗ 𝐶𝑝𝑎𝑔𝑢𝑎

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔º𝐶 ∗ 𝑇𝑠𝑎𝑡

8𝑏𝑎𝑟 − 𝑇𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 º𝐶

𝑄 𝑐𝑜𝑛𝑑 −𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕 = 52,7

𝑘𝑔

𝑕 ∗ 1

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔º𝐶 ∗ 170,4 − 20 º𝐶

𝑄 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑒𝑛𝑠𝑎𝑑𝑜 = 7.926 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕

𝑄 𝑐𝑜𝑛𝑑 −𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑜 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕 = 𝑚 𝑐𝑜𝑛𝑑 −𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑜

𝑘𝑔

𝑕 ∗ 𝐶𝑝𝑎𝑔𝑢𝑎

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔º𝐶 ∗ 𝑇𝑠𝑎𝑡

8𝑏𝑎𝑟 − 𝑇𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 º𝐶

𝑄 𝑐𝑜𝑛𝑑 −𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑜 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕 = 557,3

𝑘𝑔

𝑕 ∗ 1

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔º𝐶 ∗ 170,4 − 20 º𝐶

𝑄 𝑐𝑜𝑛𝑑 −𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑜 = 83.818 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕

La pérdida de energía total es la suma de ambas:

𝑄 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑒𝑛𝑠𝑎𝑑𝑜 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕 = 𝑄 𝑐𝑜𝑛𝑑 −𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕 + 𝑄 𝑐𝑜𝑛𝑑 −𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑜

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕

𝑄 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑒𝑛𝑠𝑎𝑑𝑜 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕 = 7.926

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕 + 83.818

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕

𝑄 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑒𝑛𝑠𝑎𝑑𝑜 = 91.744 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕

Esta pérdida de energía puede eliminarse prácticamente por completo con un sistema de recuperación de

condensado presurizado, el cual permite mantener la temperatura del condensado en un valor muy cercano

a la saturación a la presión de la caldera.

En este caso cobra importancia el orden indicado anteriormente para el análisis de de medidas de eficiencia

energética en una auditoría, pues la evaluación de la recuperación del condensado se ha realizado

considerando el consumo de energía establecido en el balance inicial. Sin embargo, en caso de realizar antes

otra medida e eficiencia energética, tal como el aislamiento térmico de la línea de distribución de vapor, los

valores cambian, siendo menor la cantidad de condensado que puede recuperarse. Por eso es importante

realizar en primer lugar las medidas a nivel de la demanda, y luego evaluar las medidas a nivel de la fuente

de energía.

Análisis de costos de la energía en el sistema

La fuente de energía es petróleo Diesel (PCI 8.640,3 Kcal/lt, densidad 0,85 kg/lt; precio neto de $380/lt); el

costo energético del Diesel es 44,0 $/Mcal. Sólo por simplicidad no se consideran otros costos. Se consumen

en promedio 56,6 lt/h de Diesel y 282,5 m3/año (4.992 horas al año).

Los cuadros siguientes ilustran los resultados para la estructura de costos. En ellas, se denota por Eficiencia

AR la Eficiencia aguas arriba y como Consumo D el consumo de Diesel asociado a la energía respectiva. Las

unidades usadas son las siguientes:


11-29

Las energías están expresadas en Mcal/h (mil Kcal/h o millón cal/h).

El precio del Diesel y costo unitario de las energías están expresados en $/Mcal.

Los flujos de $ están expresados en k$/h (miles$/h).

Las pérdidas de energía en porcentaje están referidas al consumo de Diesel.

Balance de costos en caldera

Balance línea de distribución de vapor

El vapor o energía útil generada por la caldera corresponde al input de energía de la línea de distribución de

vapor.

En el balance de costos de la caldera se advierte la diferencia pero coherencia entre ambos métodos:

El método A explicita que el consumo de Diesel de la caldera (488,9 Mcal/h) se debe al

requerimiento de energía útil de cada subsistema, la caldera y línea de vapor, en este caso.

El método B refleja este hecho al explicitar que el costo horario del consumo de Diesel (21,51 k$/h)

“fluye” a las energías útiles de cada subsistema.

La coherencia queda reflejada en que ambos métodos dan el mismo resultado para el flujo de $

(k$/h) asociado a cada energía, ya sean pérdidas o energía útil.

Opción A Opción B

Vapor Mcal/h 391,1 391,1

Energía útil Mcal/h 391,1 391,1

Eficiencia AR % 80,0%

Consumo D Mcal/h 488,9

$/Mcal 44,0 55,0

k$/h 21,51 21,51

Opción A Opción B

Diesel Mcal/h 488,9 Mcal/h 97,8 97,8

$/Mcal 44,0 % 20,0%

k$/h 21,51 $/Mcal 44,0 44,0

k$/h 4,30 4,30

Pérdidas

calderaCALDERA

COSTO

COSTO

Opción A Opción B

Mcal/h 25,8 25,8

% 5,3%

Eficiencia AR % 80%


$/Mcal 44,0 55,0

k$/h 1,42 1,42

Opción A Opción B

=====> Vapor proceso Mcal/h 357,4 357,4


Opción A Opción B Consumo D Mcal/h 488,90

Mcal/h 7,9 7,9 $/Mcal 44,0 60,2

% 1,6% k$/h 21,51 21,51



$/Mcal 44,0 55,0

k$/h 0,44 0,44

LINEA DE VAPOR

COSTO

Pérdida Línea

Perdida

condensado línea

COSTO

COSTO


11-30

La virtud del método B es que hace explícito que el costo de la energía útil va aumentando al avanzar en el

sistema, debido a las pérdidas de energía aguas arriba. Así, el costo del Diesel es 44,0 $/Mcal, el costo del

vapor útil de la caldera es 55,0 $/Mcal, el costo del vapor a la salida de la línea de distribución es de 60,2

$/Mcal.

Cabe explicitar lo siguiente en la aplicación de las metodologías de costeo en la línea de vapor:

En la línea de vapor se considera como pérdidas aguas arriba las pérdidas de calor de la caldera, por

lo tanto, la eficiencia aguas arriba corresponde a la eficiencia de la caldera.

Las pérdidas de energía de la línea se producen en sus 100 mt y el condensado también se produce

en todo este trayecto, aunque las trampas de vapor respectivas están en ciertos puntos específicos

a lo largo de la línea.

Producto de dichas pérdidas se produce condensado en la línea, pero en este caso la línea se

asimila a un punto de descarga de condensado y por ende las pérdidas aguas arriba de este punto

sólo son las pérdidas de la caldera.

Las pérdidas de energía aguas arriba del extremo de salida del vapor de la línea corresponden a las

pérdidas de la caldera, de la línea de distribución y la pérdida de condensado, ya que éste no es

recuperado.

Balance del proceso final

El vapor de proceso a la salida de la línea de distribución de vapor corresponde al input de energía del

proceso.

En el equipo de proceso, sus pérdidas aguas arribas son las mismas que para el vapor a la salida de línea de

distribución; sin embargo, para el producto del proceso, se agrega a las pérdidas anteriores, la pérdida del

condensado resultante de la transferencia de calor del vapor al proceso, ya que tal condensado no es

recuperado.

En el equipo de proceso siguen manifestándose la diferencia pero coherencia de ambos métodos:

El método A muestra que todo el consumo y costo Diesel se transfiere al producto final

Opción A Opción B

Vapor proceso Producto Mcal/h 273,6 273,6

=====> Eficiencia AR % 56,0%


$/Mcal 44,0 78,6

k$/h 21,51 21,51

Opción A Opción B

Mcal/h 83,8 83,8

% 17,1%



$/Mcal 44,0 60,2

k$/h 5,05 5,05COSTO

Perdida

condensado

proceso

COSTO

PROCESO


11-31

El método B explicita el costo energético del producto final, 78,6 $/Mcal útil, bastante mayor a los

44,0 $/Mcal del Diesel, derivado de todas las pérdidas de energía del sistema.

La coherencia entre los métodos se refleja en la conservación del flujo de pesos: 21,51 k$/h.

Conclusiones del caso

La eficiencia energética del sistema es de sólo 56,0%, por lo tanto hay 44,0% de pérdidas.

Un 20% de pérdidas en la caldera es algo normal, pero el sistema de distribución de vapor y

condensado tiene un 24% de pérdidas: 5,3% por radiación y convección en la línea de distribución y

1,6% por condensado de línea no recuperado y 17,1% en el condensado de proceso.

El condensado de proceso tiene un mayor costo que el condesado de línea, 60,2 $/Mcal y 55,0

$/Mcal respectivamente, justamente por las pérdidas de calor en la línea y la no recuperación del

condensado de línea, todo lo cual ocurre aguas arriba del proceso. Esto ilustra el error típicamente

cometido en las auditorías al asignar a todas las pérdidas de condensado el costo unitario del vapor

útil de la caldera. En el caso evaluado, sólo el condensado de línea tiene el mismo costo unitario

que el costo del vapor útil de la caldera.

La aislación térmica especificada para la línea de distribución de vapor puede ser evaluada

económicamente a partir de la estructura de costos calculada, pero la recuperación de condensado

amerita recalcular la nueva línea base de costos energéticos, ya que requiere inversiones que

podrían demorar en ser aprobadas.

Efectos del costeo o contabilidad energética en la evaluación económica y plan de implementación de

medidas de eficiencia energética

Un error en el cálculo de los costos de las pérdidas de la energía es perjudicial para la eficiencia energética;

el error en dinero puede ser un porcentaje importante, de varias decenas, respecto de la inversión requerida

para la implementación de una medida de eficiencia energética que reduzca dichas pérdidas. La verificación

de ahorros derivados de medidas de eficiencia energética, una de las actividades que debe estar

considerada en la gestión energética de una empresa, dejará en evidencia cualquier error en los cálculos

realizados en la evaluación del proyecto respectivo, pudiendo tener incluso números negativos a pesar de

que los cálculos indicaban todo lo contrario.

Sólo en el caso de considerar un plan de implementación en que todas las medidas se materialicen en un

periodo breve de tiempo, 1 año por ejemplo, lo que hace posible considerar que todas las medidas se

implementarán simultáneamente, los ahorros estimados para cada medida, pueden valorarse con la

estructura de costo actual del sistema. Si un plan de implementación es secuencial con etapas de más 1 año

entre medidas de eficiencia energética, una vez implementada una medida, cambia la línea base para las

otras medidas; este hecho hace necesario recalcular la estructura de costos del sistema para evaluar los

ahorros de las medidas que se implementarán posteriormente.

11.3 HORNOS Y SECADORES

11.3.1 FLUJOS DE ENERGÍA EN HORNOS Y SECADORES


11-32

Las características de los hornos varían notablemente acorde a las condiciones del proceso, sin embargo los

flujos de energía son los mismos.

Podemos definir un horno como un equipo en que un producto es tratado para modificar sus propiedades,

realizar transformaciones físicas o químicas, según un determinado procedimiento, el que se realiza a

temperatura superior a la ambiente. A este fin se le suministra energía en la cantidad y modo adecuados.

Los hornos y secadores tienen dos entradas de energía, una correspondiente al calor entregado en la

combustión además de la energía utilizada en equipos auxiliares tales como ventiladores. Por lo tanto,

además del calor entregado al producto se tienen pérdidas en la chimenea, a través de los gases de escape,

pérdidas de calor en el cuerpo del horno y pérdidas asociadas a equipos auxiliares. En el caso de hornos

eléctricos se eliminan las pérdidas asociadas a la combustión y gases de escape. La descripción de estos

flujos de energía se presenta en la siguiente tabla:

Flujo de energía Factores claves para evaluar el flujo


Calor entregado al producto Calor que el producto absorbe a través del proceso

Energía en el combustible flujo medidor

Precalentamiento del aire Flujo, temperaturas

Reacciones exotérmicas

Calor del material o producto entrante Flujo másico, temperaturas, calor específico

Pérdidas por calor latente en la chimenea asociada a la humedad contenida en el combustible y formada durante la combustión es expulsada en gases de escape

Análisis de gases de escape y de su temperatura


Pérdidas directas de calor sensible en gases de escape a través de la chimenea

Análisis de gases de escape y de su temperatura


Pérdidas por radiación y convección en el exterior de la superficie de la cámara de combustión y de intercambiadores de calor

Temperatura superficial, área

Termómetros infrarrojos o similares

Pérdidas en agua de enfriamiento, que en algunos casos se utiliza para moderar el calor del proceso o enfriar el producto una vez procesado

tiempo, temperatura de entrada y salida del agua, volumen

Termómetros,

Pérdidas en el proceso de carga y descarga del medio que se espera procesar

Frecuencia y duración de la carga y descarga

Pérdidas asociadas a equipamiento eléctrico (ventiladores, bombas, etc.)

Especificaciones del equipo y horas de operación

Medidor de potencia

Pérdidas de calor en el material o producto saliente Flujo másico, temperaturas, calor específico



11-33

Figura 11.9: Diagrama de flujos de energía de un horno

En las siguientes figuras se muestran diagramas Sankey ilustrativos de los flujos de un horno. Se representan

los puntos y magnitud de los flujos de energía antes señalados. Es labor del auditor de eficiencia energética

conocer las características de estos flujos en la planta a ser estudiada.

Espacio de trabajo

Cámara de combustión

Combustible

Equipo auxiliar

Electricidad

Pérdidas

equipos

auxiliares

Calor entregado al producto

Pérdidas por

radiación y

convección

Pérdidas en

chimenea

Pérdidas en el proceso de

carga y descarga


11-34

Figura 11.10: Diagrama de Sankey de un horno

Figura 11.11: Diagrama Sankey de un horno de vidrio

11.3.2 OPORTUNIDADES DE MEJORA DE EE EN HORNOS

11.3.2.1 OPORTUNIDADES DE MEJORA DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA A NIVEL DE LA

DEMANDA

Elaborar un perfil de demanda

Al igual que en casos anteriores, el consultor debe tener claros los requerimientos de energía y perfiles de

demanda, verificando que la energía utilizada corresponda efectivamente a la energía requerida. En el caso

de hornos requerirá evaluar los requerimientos del proceso en términos de cargas de producto y

requerimientos termodinámicos de este, sin dejar de considerar el efecto que las medidas propuestas

pueden tener en la calidad del producto.

Asegurar que la temperatura del proceso no es significativamente mayor que el caso de mayor

requerimiento. Operar al mínimo de temperatura posible. En sistemas de varios hornos, asegurar que la

secuencia de operación de los hornos sea óptima.

Gestionar y controlar la carga y descarga del horno


11-35

Los mecanismos que introducen y sacan los materiales del horno están continuamente calentándose y

enfriándose, lo cual constituye una pérdida de calor. La opción de reducir esta pérdida se relaciona con el

diseño o modificaciones del mecanismo.

En hornos que operan sobre 540ºC pierden calor por radiación en los momentos en que el horno se abre

para su carga; la opción de eficiencia es achicar las aberturas y usar “doble puerta”.

Si el horno opera a presión negativa debido al tiro de la chimenea en los hornos de combustión, puede

entrar aire frío al horno desde su entorno por cualquier intersticio y en los momentos en que se abren las

puertas del horno. Minimizar esta pérdida requiere controlar el tiro de chimenea y/o la presión interior del

horno

Reducir frecuencia de encendidos y apagados del horno

Esta pérdida es importante en hornos que se encienden y apagan con frecuencia, corresponde al calor

absorbido por toda la envolvente del horno incluyendo los materiales aislantes; este calor no se transfiere al

material a procesar. Esta pérdida se minimiza programando la producción para minimizar las detenciones y

partidas del horno.

Control del enfriamiento

Algunos hornos usan agua, aire u otro medio de enfriamiento para proteger ciertas zonas del horno, pero a

costa de la pérdida de energía asociada. Para reducir esta pérdida es necesario controlar muy bien el flujo de

fluido de enfriamiento y focalizar el enfriamiento sólo donde sea estrictamente necesario


TECNOLOGÍAS

Verificar el aislamiento

Si se siente calor en la zona donde se ubica el horno es señal de estas pérdidas, las cuales se minimizan

mejorando el aislamiento térmico del horno con materiales adecuados a la temperatura de operación del

horno. Por esta razón es importante asegurar que el aislamiento de la superficie cumple con estándares de

calidad

Verificar los parámetros de combustión

Se recomienda chequear la eficiencia de la combustión regularmente y particularmente chequear y ajustar

el exceso de aire (una reducción del 5% en el exceso de aire aumenta la eficiencia de la caldera en un 1%,

una reducción de un 1% en el oxígeno residual en los gases de chimenea aumenta la eficiencia en un 1%)

Deben mantenerse en buen estado los ensamblajes y controles del quemador ajustados y calibrados.

Instalar control electrónico de la combustión y temperatura

Mantención del equipo

Junto a la limpieza del equipo y cámara de combustión debe verificarse el estado de mantención de los

sellos, ductos de aire, cámaras de combustión y puertas.


11-36

Control de humedad

Asegurar que la entrada de aire sea lo más seca posible, especialmente en el caso de secadores.

11.3.2.3 OPORTUNIDADES DE MEJORA DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA A NIVEL DEL RECURSO

ENERGÉTICO

Debido principalmente a las condiciones de temperatura que requieren los procesos; esto determina altas

temperaturas de los gases de combustión en chimenea, con valores desde 300ºC hasta valores del orden de

1.000ºC. Las características de las instalaciones en ocasiones permiten recuperar calor de este flujo de gases

mediante: precalentamiento de la carga del horno, precalentamiento del aire de combustión, calderas

recuperadoras de calor (vapor de proceso o cogeneración), y otras.

Algunas recomendaciones en este sentido son:

Relocalizar entrada de aire para aprovechar el calor desperdiciado y precalentar el aire de entrada.

Instalar un economizador para capturar calor de gases de escape.

Instalar un condensador de gases de escape para capturar calor adicional de estos.

Aprovechar calor para refrigeración por absorción y para utilizar en bombas de calor.

11.3.3 EVALUACIÓN DE LAS VARIABLES QUE AFECTAN LA EFICIENCIA ENERGÉTICA DE

HORNOS Y SECADORES

La eficiencia energética de un horno es la razón entre el calor entregado al material (calor útil) respecto del

calor aportado al horno:

El calor aportado incluye calor liberado por la combustión del combustible (poder calorífico inferior), calor

sensible del combustible, calor sensible del aire de combustión, calor contenido en la carga si ingresa

precalentada al horno, calor sensible de vapor o aire comprimido para la atomización de algunos

combustibles y el calor liberado por cualquier reacción exotérmica que se produzca en la carga del horno. El

poder calorífico inferior depende de la composición del combustible; los combustibles líquidos de alta

viscosidad deben ser precalentados para ser atomizados, los combustibles gaseosos de bajo poder calorífico

(1.500 Kcal/m3) son usualmente precalentados en recuperadores o regeneradores para producir una

temperatura de llama suficientemente alta; los combustibles sólidos no son precalentados. El aire es

precalentado para economizar combustible y aumentar la temperatura de llama.

El calor útil incluye el calor contenido en el producto caliente que sale del horno y el calor requerido por

cualquier reacción endotérmica que se lleve a cabo en la carga; su cálculo depende de los procesos que

experimente la carga en el horno. El calor útil es la energía necesaria para que ocurra la transformación

deseada a determinados niveles de temperatura y por los periodos de tiempo que sean necesarios; al


11-37

evaluar energéticamente un horno, no hay que excluir la posibilidad de disminuir este calor ya que ello

podría reducir el consumo de energía en el horno con un efecto neto en todo el proceso del cual sea parte el

respectivo horno. En el caso de secadores, el calor útil corresponde sólo al requerido para calentar el

material y evaporar la humedad que contiene hasta lograr el contenido de humedad deseado.

La diferencia entre el calor aportado y el calor útil constituyen las pérdidas de energía del horno, por lo

tanto, la eficiencia energética de un horno o secador puede determinarse mediante dos métodos:

Método directo: cuantificando el calor útil y el calor aportado al equipo, ambos expresados en la misma

unidad.

𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑎 % =𝐶𝑎𝑙𝑜𝑟 ú𝑡𝑖𝑙 𝑢𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑

𝐶𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑎𝑝𝑜𝑟𝑡𝑎𝑑𝑜 𝑢𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑 ∙ 100%

Método indirecto: cuantificando las pérdidas de energía (Pe) como porcentaje de la energía aportada.

𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑎 % = 100% − 𝑃𝑒𝑖 %

𝑖

11.3.4 EJEMPLO DE HORNOS INDUSTRIALES Y EVALUACIÓN ECONÓMICA

Antecedentes del problema

En una industria acerera, uno de los consumos importantes de electricidad es el horno de tratamiento

térmico del producto de acero fabricado, un horno eléctrico; este equipo representa el 25% del consumo de

electricidad de la fábrica y una fracción similar en costo energético, por ende, se evaluará su desempeño

energético con la finalidad de evaluar opciones de eficiencia energética y/o reducción del costo energético

del equipo.

La empresa proporcionó los datos de proceso del horno y el consultor llevó a cabo distintas mediciones de

temperatura y flujos para realizar el balance de calor del horno.

El horno tiene una potencia eléctrica de calefacción de 2,0 MWe. Los mecanismos de transferencia de calor

en el interior del horno son radiación y convección, usando aire como convector. El tratamiento térmico del

producto se lleva a cabo a 900ºC; el producto ingresa al horno a 55ºC, temperatura residual de la etapa

anterior del proceso. Durante las paradas diarias, de aproximadamente 6 horas y de fin de semanadas 40

horas, el horno es mantenido a 750ºC.

EL horno tiene por dimensiones 2,2 mt de altura, por 2,6 mt de ancho y 20,0 mt de largo; se esquematiza en

la figura siguiente:


11-38

Figura 11.12: Esquema horno de tratamiento térmico

Balance de energía del horno

El consultor distingue los siguientes focos de pérdida de energía del horno eléctrico de tratamiento térmico:

Fugas de aire caliente en la entrada y salida del horno: el flujo de aire medido es de 1.254,4 m3/h

equivalentes a 20 ºC (densidad 1,22 kg/m3), con una temperatura de salida de 550ºC.

Calor sensible en agua de refrigeración de las paredes del horno: se midió un caudal de 1.135 lt/h,

con una diferencia de temperatura entre entrada y salida de 8ºC (37-29ºC).

Pérdidas de calor por radiación y convección desde la superficie del horno: se presenta en todos

los sentidos (laterales, superior, inferior, entrada y salida); se midió la temperatura de superficie en

las distintas zonas, cuyo promedio fue 100ºC.

Ciclos de enfriamiento y calentamiento del horno y consumo de electricidad del horno detenido:

se midió el consumo de electricidad del horno en un periodo de paradas de 6 horas.

Pérdidas de electricidad en el transformador y sistema de suministro eléctrico: se estimaron en

un 3,4% del consumo total del horno.

A continuación se determina la energía útil del horno y cada una de las pérdidas de energía, expresado en la

condición horaria promedio de operación, lo cual corresponde a una producción mensual de 5.475 ton/mes;

el balance está referido a 730 horas mensuales, incorporando así los periodos de parada del horno en el

balance de energía promedio horario.

Calor útil:

𝑄 ú𝑡𝑖𝑙 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕 = 𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛

𝑘𝑔

𝑕 ∗ 𝐶𝑝𝑎𝑐𝑒𝑟𝑜

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔º𝐶 ∗ 𝑇𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑜 − 𝑇𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 º𝐶

𝑄 ú𝑡𝑖𝑙 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕 = 7.500

𝑘𝑔

𝑕 ∗ 0,12

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔º𝐶 ∗ 900 − 55 º𝐶

𝑄 𝐹𝑢𝑔𝑎 _𝑎𝑖𝑟𝑒 = 760.500 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕 = 884 𝑘𝑊

Pérdida de calor por fugas de aire caliente:

+

Agua de refrigeración

Energía eléctrica Fugas

de aire

Radiación y convección

Fugas de

aire


11-39

𝑄 𝐹𝑢𝑔𝑎 𝑎𝑖𝑟𝑒 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕 = 𝑣 𝑎𝑖𝑟𝑒

𝑚3

𝑕 ∗ 𝜌𝑎𝑖𝑟𝑒

𝑘𝑔

𝑚3 ∗ 𝐶𝑝𝑎𝑖𝑟𝑒 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔º𝐶 ∗ 𝑇𝑎𝑖𝑟𝑒 𝑓𝑢𝑔𝑎 − 𝑇𝑟𝑒𝑓 º𝐶

𝑄 𝐹𝑢𝑔𝑎 𝑎𝑖𝑟𝑒 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕 = 1.254,4

𝑚3

𝑕 ∗ 1,22

𝑘𝑔

𝑚3 ∗ 0,25 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔º𝐶 ∗ 550 − 20 º𝐶

𝑄 𝐹𝑢𝑔𝑎 𝑎𝑖𝑟 𝑒 = 202.774 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕 = 236 𝑘𝑊

Pérdida de calor en el agua de refrigeración:

𝑄 𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑟𝑒𝑓𝑟𝑖𝑔 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕 = 𝑣 𝑎𝑔𝑢𝑎

𝑙𝑡

𝑕 ∗ 𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎

𝑘𝑔

𝑙𝑡 ∗ 𝐶𝑝𝑎𝑔𝑢𝑎

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔º𝐶 ∗ 𝑇𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 − 𝑇𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 º𝐶

𝑄 𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑟𝑒𝑓𝑟𝑖𝑔 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕 = 1.135

𝑙𝑡

𝑕 ∗ 1,0

𝑘𝑔

𝑙𝑡 ∗ 1,0

𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑘𝑔º𝐶 ∗ 37 − 29 º𝐶

𝑄 𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑟𝑒𝑓𝑟𝑖𝑔 = 9.080 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕 = 11 𝑘𝑊

Pérdidas por radiación y convección desde la superficie del horno:

Para determinar las pérdidas de calor en la línea de distribución de vapor el consultor usa la norma

Mexicana (Norma Oficial Mexicana NOM-009-ENER-1995), por lo cual usan las siguientes ecuaciones, que en

este caso, su solución no requiere un proceso iterativo, ya que el cálculo se hace sólo a partir de la

temperatura de superficie hacia el exterior, sin considerar lo que pasa entre esta superficie, el material

aislante y la pared interior del horno; la nomenclatura usada se presenta a continuación:


11-40

Tabla 11.14: Datos para cálculo de pérdidas de calor por radiación y convección

Datos Unidad para

cálculo Nomenclatura Valor

Superficie m2 Sup 219,44 m

2

Emisividad de la superficie exterior adimensional ε 0,9 (1)

Temperatura superficie K Tsup 100ºC

Temperatura de operación K Top 100ºC (2)

Velocidad del viento (3)

m/h v 0,7 m/s

Temperatura ambiente K Ta 20ºC

Espesor del material aislante m esp no se considera

Conductividad del aislante W/(mK) kais Valor > 0, no se usa

(1) Valor para superficie no reflectante

(2) Las ecuaciones se usan desde la superficie del horno hacia el exterior, de manera que Top = Tsup

(3)Se produce una corriente de aire en la zona del horno


Variables a calcular:

hc: coeficiente de transferencia de calor por convección [W/m2K]

hr: coeficiente de transferencia de calor por radiación [W/m2K]

hs: coeficiente global de transferencia de calor [W/m2K]

q: flujo de calor [W/m]

Tsc: temperatura de iteración, en este siempre es igual a Tsup y Top, [K]

Las ecuaciones se resuelven en el orden en que se platean, la iteración comienza suponiendo un valor para

la temperatura exterior del aislante, pero en este caso corresponde a la temperatura medida y no es

necesario iterar:

𝑕𝑐 = 3,0075 ∗ 1,79 ∗ 𝑑𝑎−0,2 ∗

1,11

𝑇𝑠𝑢𝑝 + 𝑇𝑎 − 510,44

0,181

∗ 1,8 ∗ 𝑇𝑠𝑢𝑝 − 𝑇𝑎 0,266

∗ 1 + 7,9366 ∗ 10−4 ∗ 𝑣 0,5

𝑕𝑟 = 0,9824 ∗ 10−8 ∗ 𝐸𝑚𝑠 ∗𝑇𝑎

4 − 𝑇𝑠𝑢𝑝4

𝑇𝑎 − 𝑇𝑠𝑢𝑝

𝑕𝑠 = 𝑕𝑐 + 𝑕𝑟

𝑞 =𝑇𝑜𝑝 − 𝑇𝑎𝑒𝑠𝑝𝑘𝑎𝑖𝑠

+1𝑕𝑠

En este caso:

𝑞 =𝑇𝑜𝑝 − 𝑇𝑎

1𝑕𝑠

y 𝑇𝑠𝑐 = 𝑇𝑎 +𝑞

𝑕𝑠

= 𝑇𝑠𝑢𝑝

El cálculo final para estimar la pérdida de calor por radiación y convección es el siguiente:


11-41


𝑕 = 𝑆𝑢𝑝 𝑚2 ∗ 𝑞

𝑊

𝑚2 ∗ 0,86 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑊𝑕


𝑕 = 219,44 𝑚2 ∗ 1.249,4

𝑊

𝑚2 ∗ 0,86 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑊𝑕

𝑄 𝑅𝑎𝑑 𝑦 𝑐𝑜𝑛𝑣 = 235.785 𝑘𝑐𝑎𝑙

𝑕 = 274 𝑘𝑊

En la tabla siguiente se presentan los resultados obtenidos del balance de calor en el horno:

Tabla 11.15 Balance de calor en horno eléctrico de tratamiento térmico

Ítem KW KWh/mes MWh/año %

Calor útil 884,3 645.541 7.746 53,6%

Fugas aire caliente 235,8 172.122 2.065 14,3%

Agua refrigeración 10,6 7.707 92 0,6%

Convección y radiación 274,2 200.143 2.402 16,6%

Ciclos enfriar calor 187,2 136.656 1.640 11,4%

Líneas y transformador 56,6 41.318 496 3,4%

Consumo total electricidad 1.648,6 1.203.487 14.442 100,0%


Análisis de resultados y opciones de ahorro

Analizando los resultados se aprecia que las pérdidas de energía más importantes están en las fugas de aire

y las pérdidas por radiación y convección; estas últimas pueden disminuirse aumentan el recubrimiento

aislante del horno con lana mineral. Las pérdidas por fugas de aire pueden aprovecharse para precalentar el

producto a la entrada del horno en el caso de contar con espacio suficiente para acoplar al horno el

intercambiador de precalentamiento. Sin embargo, la línea de producción no tiene el espacio necesario para

un equipo de estas características y haciéndose imposible recuperar esa cantidad de calor.

El deseo de la empresa de reducir sus costos energéticos no queda satisfecho sólo mejorando el aislamiento

térmico del horno, el cual produciría un ahorro de 2.282 MWh/año, un 15,9% del consumo actual del horno,

con una aislación de 95% de efectividad. La única opción que queda es evaluar la opción de cambiar la

fuente de energía del horno; la alternativa es usar GLP, dado que la planta cuenta con estanques de

almacenamiento de GLP para otros procesos.

Dado que tal medida por sí sola, implica únicamente una reducción de costos para la empresa, el análisis de

esta opción se presenta en la sección de evaluación económica de proyectos de esta Guía; sin embargo,

puede ser que esta opción genere un ahorro de energía a nivel país, beneficio que se estima a continuación.

La tabla siguiente muestra el consumo de combustible que puede significar para el sistema eléctrico generar

la electricidad que necesita el horno, se platean dos situaciones extremas que representan una estimación

de la peor y mejor eficiencia del sistema incluyendo generación, transmisión y distribución.


11-42

Tabla 11.16: Consumo de combustible sistema eléctrico debido a consumo de electricidad del horno

Ítem Unidad Peor

condición Mejor

condición

Consumo electricidad horno (*) MWh/año 14.442

Gcal/año 12.420

Eficiencia sistema eléctrico % 25% 50%

Consumo combustible sistema eléctrico Gcal/año 49.680 24.840

(*) 1 MWh/año = 0,86 Gcal/año


La tabla siguiente muestra el consumo de GLP que podría tener el horno según distintos factores de

conversión energética del horno, dado que el uso de GLP agregará pérdidas por gases de combustión en la

chimenea que será necesario agregar al horno.

Tabla 11.17: Estimación consumo GLP por conversión del horno

Ítem Unidad Factor de conversión horno

% 60% 70% 80%

Consumo GLP horno Gcal/año 20.700 17.743 15.525

Ahorro respecto a mejor eficiencia del sistema eléctrico

Gcal/año 4.140 7.097 9.315

% (*) 16,7% 28,6% 37,5%

(*) Porcentajes respecto al consumo de combustible del sistema eléctrico.


Luego, aún en el peor caso para la conversión energética del horno (factor de conversión 60%) y con el

sistema eléctrico operando a la máxima eficiencia (50%), se obtiene un ahorro de energía combustible país

del 16,7%, lo cual determina que este proyecto es eficiencia energética para el país y esto podría motivar a

la empresa a llevar a cabo el proyecto y considerar además la reducción de emisiones de gases de efecto

invernadero. Además, el uso de combustible abre la posibilidad en el horno de recuperar calor de los gases

para precalentar el aire de combustión.

Evaluación económica

Para realizar la evaluación económica del reemplazo del horno eléctrico por uno que pueda operar con gas

licuado, el auditor realiza cotizaciones, obteniendo una oferta de las características requeridas de 3

proveedores:

A. Costo: 305 millones de pesos.

B. Costo: 357 millones de pesos.

C. Costo: 500 millones de pesos.

La diferencia de precios se explica principalmente por los distintos factores de conversión energética del

horno al cambiar la fuente de energía: opción A 60%, opción B 70% y opción C 80%.

El auditor decide evaluar cual de las 3 alternativas tiene mejores indicadores económicos, para lo cual debe

evaluar el ahorro en costo energético respecto al horno eléctrico.


11-43

Con el consumo anual de electricidad del horno es de 14.442 MWh/año y su precio monómico de compra 67

$/KWh, el auditor calcula que el costo de energía de operar el horno eléctrico es de 967.614.000 $/año.

Considerando las eficiencias de los hornos a gas licuado propuestos y que el costo de gas licuado es de

48.450 $/Gcal, el auditor calcula el costo de operación de los 3 hornos:

Tabla 11.18: Costos de energía al operar con los distintos hornos a gas licuado propuestos.

Ítem horno A horno B horno C

Consumo GLP [Gcal/año] 20.700 17.743 15.525

Costos GLP anual $ 1.002.915.000 $ 859.648.350 $ 752.186.250

Costo eléctrico anual actual $ 967.614.000 $ 967.614.000 $ 967.614.000 Ahorros anual respecto al horno eléctrico -35.301.000 107.965.651 215.427.752

El auditor asume que los costos de operación y mantenimiento de las opciones A, B y C para el horno son

similares, por lo que no los considera en el análisis.

Dado que el tiempo que tomará reemplazar el motor es de 20 días, 5 días más que la parada de planta

programada para todos los años, el auditor estima que se producirá un costo adicional producto de la

merma en la producción de 35 millones 700 mil pesos. Este costo debe ser sumado al costo de inversión de

los hornos para calcular el crédito y el flujo de caja del proyecto.

El financiamiento del horno (y la parada de planta adicional a la regular) se realizará con un 30% de aporte

propio de la empresa y un 70% de crédito, el cual se pagará en 5 años con una tasa del 7% anual.

A continuación se presentan los flujos de caja para los 3 hornos evaluados.

Tabla 11.19: Flujo de caja del proyecto utilizando opción A (Millones de pesos).

Año Ahorros

Electricidad Pago Crédito Depreciación

Utilidad antes de impuestos

Impuestos Utilidad

año 0

-91,5

año 1 -35,3 -53,5 -23,8 -112,6 0,0 -88,8

año 2 -35,3 -53,5 -23,8 -112,6 0,0 -88,8

año 3 -35,3 -53,5 -23,8 -112,6 0,0 -88,8

año 4 -35,3 -53,5 -23,8 -112,6 0,0 -88,8

año 5 -35,3 -53,5 -23,8 -112,6 0,0 -88,8

año 6 -35,3 -53,5 -23,8 -112,6 0,0 -88,8

año 7 -35,3

-23,8 -59,1 0,0 -35,3

año 8 -35,3

-23,8 -59,1 0,0 -35,3

año 9 -35,3

-23,8 -59,1 0,0 -35,3

año 10 -35,3

-23,8 -59,1 0,0 -35,3


11-44

Tabla 11.20: Flujo de caja del proyecto utilizando opción B (Millones de pesos).

Año Ahorros



Impuestos Utilidad

año 0

-107,1

año 1 108,0 -60,6 -27,5 19,9 -3,4 44,0

año 2 108,0 -60,6 -27,5 19,9 -3,4 44,0

año 3 108,0 -60,6 -27,5 19,9 -3,4 44,0

año 4 108,0 -60,6 -27,5 19,9 -3,4 44,0

año 5 108,0 -60,6 -27,5 19,9 -3,4 44,0

año 6 108,0 -60,6 -27,5 19,9 -3,4 44,0

año 7 108,0

-27,5 80,5 -13,7 94,3

año 8 108,0

-27,5 80,5 -13,7 94,3

año 9 108,0

-27,5 80,5 -13,7 94,3

año 10 108,0

-27,5 80,5 -13,7 94,3

Tabla 11.21: Flujo de caja del proyecto utilizando la opción C (valores en millones de pesos).

Año Ahorros



Impuestos Utilidad

año 0

-150,0

año 1 215,4 -80,1 -37,5 97,8 -16,6 118,7

año 2 215,4 -80,1 -37,5 97,8 -16,6 118,7

año 3 215,4 -80,1 -37,5 97,8 -16,6 118,7

año 4 215,4 -80,1 -37,5 97,8 -16,6 118,7

año 5 215,4 -80,1 -37,5 97,8 -16,6 118,7

año 6 215,4 -80,1 -37,5 97,8 -16,6 118,7

año 7 215,4

-37,5 177,9 -30,2 185,2

año 8 215,4

-37,5 177,9 -30,2 185,2

año 9 215,4

-37,5 177,9 -30,2 185,2

año 10 215,4

-37,5 177,9 -30,2 185,2

El auditor calcula el VAN y la TIR sobre la última columna de los flujos de caja. Para el cálculo del VAN utiliza

una tasa de descuento del 12%.

Tabla 11.22: Indicadores económicos de las tres opción de conversión electricidad - GLP

Ítem opción A opción B opción C

VAN [Millones $] -456,2 195,4 556,1

TIR - 44% 80%

Conclusión: De los indicadores calculados se puede apreciar que la conversión energética del horno es

económicamente factible sólo para las alternativas B y C, con un factor de conversión de 70% y 80%

respectivamente. Se aprecia que pese a que la opción C es 30% más cara que la B, el presentar mayor

eficiencia, la hace económicamente más conveniente y por lo tanto el auditor aconseja a la empresa ser muy

rigurosos en la especificación técnica de la conversión para lograr una buena eficiencia energética.


11-45

11.3.5 PROBLEMAS TIPO EXAMEN

4) ¿Por qué un horno eléctrico en general tiene mayor eficiencia energética que un horno a combustión?

a. Porque el sistema de manejo de combustible consume electricidad

b. Porque la combustión no es perfecta y la electricidad sí

c. Por la ausencia de pérdidas de combustión

d. Porque la energía eléctrica no se pierde, sólo se transforma

5) ¿Mencione una opción para mejorar la eficiencia energética de un secador en que los productos salen

demasiados secos?

6) Calcule las pérdidas de energía de un horno de cocción de ladrillos asociada a la temperatura de ellos a

la salida del horno. Se conocen: la temperatura de ladrillos, el calor específico de los ladrillos, la

velocidad del aire y el coeficiente de convección, la emisividad de los ladrillos y la producción del horno.


[1] Eugene A. Avallone y Theodore Baumeister, Mark’s Standard Handbook for Mechanical Engineers,

Seventh Edition, Mc Graw Hill (1967)



[3] I.G.C Dryden, The Efficient Use of Energy, Second Edition, Butterworths (1982).

12-1

12. REFRIGERACIÓN

El sistema de refrigeración más común utilizado en la industria corresponde a los sistemas de refrigeración

por compresión. En este caso el gas refrigerante se evapora dentro del evaporador absorbiendo calor de su

entorno, luego pasa como gas a un compresor accionado eléctricamente en donde aumenta su presión y

temperatura, luego se condensa en un condensador liberando calor a su entorno, finalmente el líquido pasa

por una válvula de expansión donde disminuye su presión y temperatura para reiniciar el ciclo.

Las figuras siguientes corresponden a un esquema del ciclo de refrigeración en un diagrama presión (P) –

entalpía (H), indicando los flujos de calor del ciclo en el condensador y evaporador.

12.1 FLUJOS DE ENERGÍA EN REFRIGERACIÓN

En un sistema de refrigeración ideal los flujos de energía debiesen ser tales que exista dos entradas de

energía: la energía eléctrica entregada al compresor, y el calor entregado por el medio que se desea enfriar;

y exista una salida de energía correspondiente al calor entregado en el condensador, siendo la suma de

estos flujos igual a cero. Sin embargo existen ganancias y pérdidas de calor, además de pérdidas asociadas a

los equipos eléctricos. Estos flujos de energía se presentan en la siguiente tabla:



Calor sensible y latente contenido en la carga a enfriar

Temperatura y humedad relativa

Termómetro y medidor de humedad

Entrada de energía primaria, usualmente eléctrica

factor de carga Medidor de potencia

Pérdidas asociadas al uso de motores, compresores, bombas y ventiladores

factor de carga

Otras pérdidas en equipos de apoyo tales como ventiladores,

Condiciones de operación Medidor de potencia


12-2

bombas, etc.

Pérdidas por control, asociadas a caídas de eficiencia a carga parcial

Tipo de control Medidor de potencia

Ganancias de calor desde el exterior antes que el refrigerante llegue al evaporador

Problemas de aislamiento y fugas de aire

Termómetro

Calor expulsado en el condensador

Flujo, presión, diferencia de temperaturas del refrigerante a lo largo del condensador

Termómetro, flujómetro

Pérdidas de enfriamiento después del evaporador

Temperatura en el evaporador y en el medio a enfriar

Termómetro, flujómetro

Contenido de calor remanente en el aire o agua después del enfriamiento

Termómetro


Figura 12.1 Diagrama de flujo de energía de un sistema de refrigeración

Es labor del auditor de eficiencia energética conocer las características de estos flujos en la planta a ser

estudiada.

12.2 OPORTUNIDADES DE MEJORA DE EE EN REFRIGERACIÓN




12-3



auditor:







continuación.


Seleccionar el refrigerante adecuado

Un buen refrigerante en términos de la eficiencia energética, es aquel que con un cambio pequeño de su

presión produce grandes cambios de temperatura. Dependiendo de las características propias del sistema,

la tecnología utilizada y la temperatura a lograr en el recinto, es conveniente evaluar la alternativa de los

diferentes refrigerantes factibles en términos de lo anterior.


El auditor debe conocer cuáles son las necesidades de enfriamiento de un sistema de refrigeración y los

perfiles de carga, de modo de detectar si el diseño y operación del sistema de refrigeración es funcional a las

necesidades de la empresa o bien si se encuentra sobredimensionado. El consultor debe considerar las

variaciones en el requerimiento de temperatura, según estaciones de proceso de modo de verificare que la

calibración de controles de temperatura estén al máximo nivel aceptable para los requerimientos de frío de

la empresa.

Así mismo la presión en el condensador debe ser lo suficientemente alta para mantener el flujo de

refrigerante y garantizar la transferencia de calor en el equipo. Sin embargo, por las razones antes

expuestas, no puede ser excesiva pues disminuye el rendimiento volumétrico. Por esta razón debe ser

configurada en un punto de máxima eficiencia.

Actuar sobre la gestión y operación del sistema

Gran parte de las pérdidas de energía en un sistema de refrigeración se refieren a problemas en la gestión,

principalmente con la apertura de las cámaras de refrigeración y la gestión de carga y descarga. La carga y

descarga de las cámaras puede optimizarse de modo de minimizar las ganancias de calor en estos períodos.

El consultor debe considerar el efecto que otras acciones de gestión y operación pueden tener sobre las

necesidades del sistema.

Verificar el control

El consultor debe asegurar una capacidad de control apropiada para los sistemas de refrigeración que

permitan controlar múltiples unidades y modular unidades simples. Además se sugiere asegurar que el

control de descongelamiento está adecuadamente configurado


12-4

En caso de utilizar varios compresores, el orden de operación debe ser establecido de modo que cada uno

opere en su punto óptimo de eficiencia, acorde a sus potencias.

Aumentar la temperatura del recinto a tratar

Uno de los principales factores que afecta la eficiencia de un sistema de refrigeración es la diferencia de

temperaturas entre la entrada y salida del compresor: ya que a mayor diferencia de temperatura, mayor

relación de compresión.

A mayor temperatura en el recinto, menos es el esfuerzo (trabajo, consumo de energía) que debe hacer el

sistema de refrigeración para lograr el objetivo deseado.

Por lo tanto se debe investigar la posibilidad de aumentar la temperatura del proceso de tal forma de poder

a su vez aumentar la temperatura de evaporación del sistema de refrigeración.

Seleccionar el tamaño adecuado de evaporadores y condensadores

Con el objetivo de reducir los costos de adquisición puede ocurrir que se selecciones equipos más pequeños

de lo recomendable que cumplirían con la capacidad y temperatura de cámara deseadas. Sin embargo, en el

caso de evaporadores, ello obligará a reducir la temperatura de evaporación comparado con un sistema con

equipos de mayor tamaño (entiéndase por esto, superficie de intercambio).

En términos generales la potencia térmica de un intercambiador de calor es igual al producto del coeficiente

global de transferencia, la superficie de intercambio y la diferencia de temperatura. Esto es:

𝑄 = 𝑈𝑔 ∗ 𝐴 ∗ (𝑇𝑐 − 𝑇𝑒)

Ug: coeficiente global de transferencia

A: área total de transferencia de calor

Tc: temperatura de la cámara

Te: temperatura de evaporación

Esto como vimos repercute en el consumo de energía y por consiguiente en los costos de operación del

sistema.

Como sabemos, eficiencia energética implica reducir el consumo de energía sin sacrificar la calidad. El

disminuir la temperatura de evaporación, aumenta la diferencia de temperatura entre cámara y el

evaporador. Esto tiene el efecto de secar el aire. A mayor diferencial más se seca el aire. En el caso de

cámaras que almacenan alimentos y especialmente en vegetales, debe mantenerse una humedad

apropiada, pues de otra forma la calidad del producto cae no cumpliendo con los requisitos del mercado.

Tanto en condensadores como evaporadores, equipos más pequeños de lo aconsejable obligan al sistema a

trabajar más tiempo para cumplir con los requerimientos y eso repercute en un mayor consumo de energía.




12-5

Mantención y limpieza de los equipos

Una de las variables que afecta la capacidad de intercambiar calor es la limpieza. Se recomienda chequear

que todas las superficies de los intercambiadores de calor se mantengan limpias (1 mm de partículas en la

superficie de los intercambiadores puede aumentar el consumo de energía en un 40%).

En el caso de los compresores, las obstrucciones generar pérdidas de presión que se traducen en mayores

consumos de energía, pues a una mayor relación de compresión (mayor diferencia entre la presión de

entrada y salida), menor será el rendimiento volumétrico del compresor.

Para la reducción de las pérdidas de temperatura se recomienda mantener libre de hielo la superficie del

evaporador y mantener limpios y libres de obstrucciones los intercambiadores de calor. Se recomienda

además realizar purgas en el interior del intercambiador, pues muchas veces entra aire en el circuito, el cual

reduce su capacidad de transmitir calor. Se recomienda utilizar sistemas controlados de deshielo.

Para reducir las pérdidas de presión en el circuito se recomienda mantener filtros limpios y cambiarlo

periódicamente y mantener los compresores libres de acumulación de aceite, utilizando separadores. El

lubricante del compresor debe cambiarse en períodos de 2 a 18 meses para evitar el desgaste por fricción.

Las fallas en el compresor se pueden detectar por los siguientes síntomas: períodos muy cortos de partida y

detención, bajos niveles de aceite, sonido de desgaste en los cojinetes, fugas.

Las cámaras de refrigeración también deben mantenerse bien aisladas térmicamente y con las puertas

correctamente selladas, evitando ganancias de calor por su constante apertura y encendido de luces en su

interior. Además los productos que ingresan en las cámaras deben entrar a la menor temperatura posible, y

en horas de menor temperatura ambiental.

Se debe verificar el correcto funcionamiento de todos los equipos que conforman el sistema: motores,

compresores, ventiladores, bombas. Se recomienda ver los capítulos correspondientes a estos equipos.

La figura siguiente corresponde a un esquema que sintetiza distintos aspectos que permiten verificar las

ineficiencias de un sistema de refrigeración, para un compresor accionado con un motor diesel.


12-6

Figura 12.2 Puntos de ineficiencias en sistema de refrigeración

Fuente: www.sistemasmotrices.cl

Aumentar la temperatura de evaporación

Como se mencionó, la eficiencia de un sistema de refrigeración está determinada por la diferencia de

temperaturas entre la entrada y salida del compresor. Al aumentar la temperatura de evaporación (cámara

de refrigeración), a través de acciones tales como la configuración de la temperatura del refrigerante a un

valor mayor. Usar una temperatura tan alta como sea posible, manteniendo los requerimientos de

enfriamiento (aumentar la temperatura de evaporación en 1°C, resulta en una reducción de un 4 – 5% del

consumo de potencia del compresor).

Disminuir la temperatura del condensador

Se mencionó en la sección anterior que eficiencia de un sistema de refrigeración se ve afectada por la

diferencia de temperaturas entre la entrada y salida del compresor.

Una oportunidad de mejorar la eficiencia está en bajar las temperaturas de condensación, asegurando la

circulación libre a aire alrededor de las unidades de condensación y torres de enfriamiento (reducir la

temperatura de condensación en 1°C, resulta en una reducción de un 4 – 5% del consumo de potencia del

compresor).

Se debe asegurar que las torres de enfriamiento son mantenidas para obtener la temperatura de agua más

baja posible.

Chequear la eficiencia de los compresores y equipos auxiliares

http://www.sistemasmotrices.cl/


12-7

Chequear la eficiencia de los compresores (ver capítulo de Compresores) y equipos auxiliares (ver capítulo

de motores), reemplazar si es posible por equipos de alta eficiencia.

Controlar el caudal de aire del condensador

Un sistema de refrigeración opera adecuadamente y con mejor eficiencia si se mantiene estable la

temperatura de condensación. Si el caudal de aire del condensador es constante, cuando la temperatura

ambiental es baja habrá aire más que suficiente para retirar calor y la temperatura de condensación bajará.

Si se controla el caudal de aire para que este no sea más del necesario para lograr la temperatura de

condensación deseada, se tendrán importantes ahorros de energía por un menor consumo eléctrico en los

ventiladores.

Para ello se pueden enunciar lo siguientes métodos:

Si el condensador tiene varios ventiladores se pueden ir apagando ventiladores para mantener la temperatura de condensación cercana a su set-point.

Se puede variar el caudal de los ventiladores mediante el uso de variadores de frecuencia.

Se pueden utilizar ventiladores con motores de conmutación electrónica con electrónica de control integrada, los que tienen la capacidad de variar su caudal.

En el segundo y tercer caso se logran ahorros muy superiores que en el primer caso, adicionalmente se

mantiene una distribución pareja del aire en el intercambiador del condensador (serpentín). Recordemos

que el la potencia al eje de un ventilador es proporcional al cubo de la velocidad de giro, por lo que cambios

pequeños en las rpm generan cambio importantes en el consumo eléctrico.

Véanse los capítulos de motores y ventiladores.

Reducir la operación a carga parcial

La operación a carga parcial es otra fuente de ineficiencias en el compresor, pues causa que el compresor se

detenga con mayor frecuencia, disminuyendo así su eficiencia.

En el caso de operar con chillers, se recomienda estudiar las características a carga parcial y los costos de

ciclo de vida para determinar los modos de operación más eficientes para múltiples chillers.

En general la carga puede controlarse mediante diversos métodos:

Uso de múltiples compresores con un secuenciador automático, que permita que cada uno

funcione a carga completa.

En el caso de un compresor de tornillo corresponde al control de apertura de los distintos orificios

de aspiración. Los compresores de tornillo tienen mayor eficiencia energética a carga parcial que

otros compresores, por lo que presentan un mejor funcionamiento en estos casos.

En compresores de tornillo se utilizan válvulas de corredera para separar el gas de succión y evitar

así su condensación.


12-8

Desvío de gas caliente hacia la línea de succión para evitar que la presión de succión baje a puntos

menores a los permitidos.

Control de velocidad, que puede ser aplicado a cualquier tipo de compresor. Para esto se utilizan

variadores de frecuencia o bien motores de dos velocidades. Deben tomarse ciertas precauciones

en caso de controlar la carga por medio de la velocidad. En los compresores alternativos se debe

asegurar que el sistema de lubricación no se vea afectado por la velocidad. En el caso de

compresores centrífugos se recomienda no reducir la velocidad bajo el 50% de la capacidad, pues

bajo este valor se tiene riesgo de perder la estabilidad del flujo (surging).

Puede también controlarse la carga en ventiladores del evaporador y del condensador, logrando

importantes ahorros por medio de esta medida.

Aislamiento

Asegurar el correcto aislamiento de las líneas que conforman el sistema de modo de minimizar las ganancias

de calor entre el condensador y el evaporador, y las ganancias de calor entre el evaporador y el compresor.

Por esta razón para evitar las pérdidas de temperaturas en el circuito se debe especificar correctamente la

aislación térmica de elementos del sistema tales como cañerías y sistemas de almacenamiento.

Detectar y eliminar fugas

Las fugas se traducen en una reducción de la presión, aumentando así el trabajo de compresión. Para evitar

las pérdidas de presión por fugas en el circuito se recomienda instalar sistemas para el monitoreo y

detección de fugas. Las fugas en los sistemas en operación se manifiestan con la formación de hielo en la

entrada del evaporador, calor en las líneas de succión del compresor y el funcionamiento sin detención del

compresor. Ante estos síntomas deben revisarse y repararse las fugas.


ENERGÉTICO

Aprovechar el calor expulsado

Buscar en otros procesos de la planta demandas de calor a baja y media temperatura de modo de

determinar si es posible utilizar intercambiadores de calor o bombas de calor, para recuperar el calor

expulsado en los condensadores.

Aprovechar el frío del ambiente en invierno

Considerar derivar la capacidad de libre enfriamiento directamente desde el ambiente (invierno), utilizando

un sistema de circulación en espacios abiertos.

Almacenamiento de frío


12-9

En muchos casos se logran importantes ahorros al almacenar el refrigerante secundario en unidades

aisladas, principalmente en casos en que se aceptan leves variaciones en la temperatura25

, esta alternativa

disminuye el tamaño de bombas, tuberías, Chillers y torres de almacenamiento. Esta solución permite

además reducir la demanda en horas punta al operar el chiller en períodos de baja demanda e incluso en las

noches lo que reduciría además la temperatura del condensador con las consecuentes mejoras previamente

mencionadas.

12.3 EVALUACIÓN DE LAS VARIABLES QUE AFECTAN LA EE EN REFRIGERACIÓN

El calor expulsado por un sistema de refrigeración es principalmente el calor expulsado por el condensador.

La magnitud de este calor es la suma de la energía eléctrica entregada al compresor y el calor bombeado

desde e evaporador. Si es un condensador enfriado por agua, el método descrito anteriormente para el

transporte de calor en fluidos puede ser utilizado. Así mismo, para condensadores enfriados por aire, el

método descrito para calcular el calor en flujos de aire puede ser utilizado. Si la unidad tiene una torre de

enfriamiento, puede ser necesario tomar en cuenta el calor latente en el aire removido desde el

condensador.

En el documento de ejemplos prácticos se desarrolla el balance de energía completo de un sistema y circuito

de refrigeración, incluyendo un análisis de sus opciones de eficiencia energética.

12.3.1 INDICADORES DE EFICIENCIA

Dado que los equipos de refrigeración básicamente extraen calor de un sistema y lo liberan en otro medio,

es decir, su finalidad no es la conversión energética sino que mover calor, el desempeño energético de los

sistemas de refrigeración se evalúa mediante indicadores como los siguientes (en todas las ecuaciones que

se presentan “h” corresponde a la entalpía del fluido):

25

En casos que no se puedan aceptar variaciones en la temperatura el sistema no es conveniente pues se deberán

almacenar refrigerante a temperaturas mucho mayores a las requeridas.


12-10

COP (Coefficient of Performance), coeficiente de desempeño: Es el indicador de eficiencia más

utilizado y corresponde al frío entregado en el evaporador dividido por la potencia que recibe el

compresor en su eje. Ambos datos se expresan en unidades de potencia energética, siendo el COP

un valor adimensional con valores mayores que 1, es decir, se mueve más calor que el consumo de

energía del sistema.

𝐶𝑂𝑃 =𝐶𝑎𝑙𝑜𝑟𝑒𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑘𝑊

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 𝑘𝑊 =

𝑚 𝑟𝑒𝑓𝑟𝑖𝑔𝑒𝑟𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑘𝑔𝑠 ∙ 𝑕𝑒𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟

𝑜𝑢𝑡 − 𝑕𝑒𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑖𝑛 𝑘𝐽

𝑘𝑔

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 𝑘𝑊

Desde una perspectiva puramente termodinámica es interesante conocer el COP del ciclo de

compresión, usando la potencia útil del compresor o cambio de entalpía del gas refrigerante al ser

comprimido, en vez de la potencia en su eje, es decir:

𝐶𝑂𝑃 =Δh𝑒𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑘𝐽

𝑘𝑔

Δh𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 𝑘𝐽𝑘𝑔

=

𝑕𝑒𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑜𝑢𝑡 − 𝑕𝑒𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟

𝑖𝑛 𝑘𝐽𝑘𝑔

𝑕𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟𝑜𝑢𝑡 − 𝑕𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟

𝑖𝑛 𝑘𝐽𝑘𝑔

Por otro lado, los sistemas de refrigeración requieren de otros equipos eléctricos, como por

ejemplo ventiladores en el evaporador y condensador, por lo que a veces, la potencia de dichos

equipos también deben ser considerados en el COP (potencia en su eje). Por último, desde el punto

de vista de su consumo de electricidad, el COP también puede ser calculado considerando el la

potencia eléctrica requerida por el compresor, ventiladores y cualquier otro dispositivo eléctrico del

sistema de refrigeración.

𝐶𝑂𝑃 =𝐶𝑎𝑙𝑜𝑟𝑒𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑘𝑊

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑘𝑊 =

𝑚 𝑟𝑒𝑓𝑟𝑖𝑔𝑒𝑟𝑎 𝑛𝑡𝑒 𝑘𝑔𝑠 ∙ 𝑕𝑜𝑢𝑡

𝑒𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟− 𝑕𝑖𝑛

𝑒𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑘𝐽

𝑘𝑔

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜𝑠 𝑘𝑊

El concepto de COP puede utilizarse tanto para el sistema completo como para algunos análisis

parciales, según las siguientes relaciones:

COP del ciclo de refrigeración: 𝐶𝑂𝑃𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜 = 𝑕𝑒𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟

𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 −𝑕𝑒𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑘𝐽

𝑘𝑔

𝑕𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 −𝑕𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟

𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑘𝐽𝑘𝑔

COP de la potencia entregada en el eje del compresor:

𝐶𝑂𝑃𝑒𝑗𝑒 _𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 =𝑚 𝑅22

𝑘𝑔𝑠 ∙ 𝑕𝑒𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟


𝑘𝑔

𝑃𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 𝑘𝑊

COP de consumo energético del compresor: 𝐶𝑂𝑃𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 _𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟 𝑒𝑠𝑜𝑟 =

𝑚 𝑅22 𝑘𝑔𝑠 ∙ 𝑕𝑒𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟


𝑘𝑔

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 𝑘𝑊𝑒

COP de consumo energético del sistema completo:

𝐶𝑂𝑃𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 _𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 =𝑚 𝑅22



𝑘𝑔

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 𝑘𝑊𝑒 +𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑉 𝑘𝑊𝑒

Consumo específico (Kw/TR): Se define como la potencia entregada al motor del compresor (KW)

dividida por las toneladas de refrigeración (TR) producidas. Menores valores de Kw/TR indican una

mayor eficiencia. En sistemas centralizados se deberá considerar la potencia entregada a


12-11

compresores, bombas y ventiladores, calculando los Kw/TR para cada sistema y sumándolos para

conocer la eficiencia total.

𝐶𝑒 𝑘𝑊

𝑇𝑅 =

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 𝑘𝑊

𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑟𝑒𝑓𝑟𝑖𝑔𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑇𝑅

Relación de Eficiencia Energética o EER (Energy Efficiency Ratio): Se define como la división entre

la capacidad de enfriamiento expresado en BTU/h por su potencia eléctrica de entrada (Kw) en

condiciones de carga completa.

𝐸𝐸𝑅 𝐵𝑇𝑈

𝑘𝑊𝑕 =

𝐶𝑎𝑙𝑜𝑟𝑒𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 𝐵𝑇𝑈𝑕


𝐸𝐸𝑅 𝐵𝑇𝑈

𝑘𝑊𝑕 =

𝑚 𝑟𝑒𝑓𝑟𝑖𝑔𝑒𝑟𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑘𝑔𝑕 ∙ 𝑕𝑒𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟

𝑜𝑢𝑡 − 𝑕𝑒𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑖𝑛 𝑘𝐽

𝑘𝑔 ∙ 0,9478 𝐵𝑇𝑈

𝑘𝐽


El documento de Ejemplos prácticos incluye el cálculo de indicadores de eficiencia de un sistema de

refrigeración, particularmente el COP en los distintos niveles señalados.

12.4 EJEMPLO DE REFRIGERACIÓN

Situación

Una planta tiene un sistema de refrigeración como uno de los principales consumos de electricidad, ante lo

cual, la empresa desea detectar pérdidas de energía del sistema y opciones que permitan mejorar su

eficiencia energética. No se dispone directamente de información técnica del sistema, sólo se sabe que

representa un consumo entre 100 KW y 150 KW.

Levantamiento de información y mediciones

La cámara de refrigeración del sistema está seteada para operar a 5ºC. El sistema cuenta con un compresor

de tornillo. El auditor toma mediciones de la corriente y tensión para determinar la potencia eléctrica

utilizada por los compresores, resultando en promedio un consumo de 128 KW.

El auditor mide las presiones y temperaturas del fluido refrigerante en dos puntos, informándose

previamente que se trata de R22: a la salida del compresor mide 11,3 bar y 70ºC; a la salida del evaporador

mide 4,36 bar y -4ºC.

Para realizar el balance de energía del circuito de refrigeración el auditor requiere conocer las entalpías en

las distintas etapas del ciclo, las cuales las obtiene de una tabla de propiedades del refrigerante R22, de esta

forma completa la información del ciclo según se presenta a continuación en una tabla. Con esta

información, para una mejor comprensión del ciclo, se elabora un esquema del diagrama presión entalpía:


12-12

Figura 12.3 Esquema del ciclo de refrigeración en diagrama presión entalpía

Tabla 12.1 Propiedades termodinámicas del ciclo

Ítem Presión

[bar] Temperatura

[ºC] Entalpía (h)

[KJ/kg]

Salida compresor (vapor sobrecalentado) 11,3 70 448,0

Salida condensador (líquido) 11,3 28 234,1

Salida válvula (líquido) 4,4 -4 234,1

Salida evaporador (vapor) 4,4 -4 403,4

Mediante una inspección detallada del circuito de refrigeración, el auditor no detecta pérdidas de presión

en ningún punto.

Estimación del balance de energía del sistema de refrigeración

Ya conocido el ciclo de refrigeración y el consumo eléctrico del compresor, es posible estimar el flujo de

refrigerante a partir de una estimación de la eficiencia del motor eléctrico y del compresor propiamente tal.

Un motor eléctrico con un consumo promedio de 128 KWe puede tener una eficiencia aproximada de 90%.

La eficiencia del compresor de tornillo es posible determinarla a partir de eficiencias isentrópica y

volumétrica típicas, considerando una eficiencia mecánica de 97%. De la tabla señalada se toman los

siguientes valores:

Eficiencia isentrópica: 70%

Eficiencia volumétrica: 87%

𝜂𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 % = 𝜂𝑖𝑠𝑒𝑛𝑡𝑟 ó𝑝𝑖𝑐𝑎 % ∙ 𝜂𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚 é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 % ∙ 𝜂𝑚𝑒𝑐𝑎𝑛 𝑖𝑐𝑎 %


12-13

𝜂𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 % = 70% ∙ 87% ∙ 97%

𝜂𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 = 59%

Por lo tanto:

𝜂𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 −𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 % = 𝜂𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 % ∙ 𝜂𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 %

𝜂𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 −𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 % = 90% ∙ 59%

𝜂𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 −𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 % = 53%

Con la eficiencia del motor-compresor y los puntos de operación del ciclo de refrigeración es posible estimar

el flujo de refrigerante usando la siguiente ecuación:

𝑚 𝑅22 𝑘𝑔

𝑠 =

𝜂𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 −𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 % ∙ 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝐾𝑊𝑒

𝑕𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 − 𝑕𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠 𝑜𝑟


𝑚 𝑅22 𝑘𝑔

𝑠 =

53% ∙ 128 𝐾𝑊𝑒

448,0 − 403,4 𝑘𝐽𝑘𝑔

𝑚 𝑅22 = 1,521 𝑘𝑔

𝑠 ⇒ 5.475,9

𝑘𝑔

𝑕

El calor absorbido en el evaporador estará dado por:

𝑄 𝑒𝑣𝑎𝑝 𝑘𝑊𝑡 = 𝑚 𝑅22 𝑘𝑔

𝑠 ∙ 𝑕𝑒𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟

𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 − 𝑕𝑒𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑 𝑎

𝑘𝐽

𝑘𝑔

𝑄 𝑒𝑣𝑎𝑝 𝑘𝑊𝑡 = 1,521 𝑘𝑔

𝑠 ∙ 403,4 − 234,1

𝑘𝐽

𝑘𝑔

𝑄 𝑒𝑣𝑎𝑝 = 257,5 𝑘𝑊𝑡

Para evitar confusiones el consultor estimará los distintos COP que se pueden definir para el sistema de

refrigeración. Para ello es necesario estimar la potencia del motor eléctrico o compresor. La ecuación a usar

es la siguiente:

𝑃𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 𝑘𝑊 = 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 𝑘𝑊𝑒 ∙ 𝜂𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 %

𝑃𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 𝑘𝑊 = 128 𝑘𝑊𝑒 ∙ 90%

𝑃𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 = 115,2 𝑘𝑊

Además, el evaporador trabaja con 6 ventiladores de 2,7 KW; para los motores eléctricos respectivos se

estima una eficiencia de 82%, luego, el consumo de estos ventiladores es de:

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑉 𝑘𝑊𝑒 =𝑃𝑉 𝑘𝑊

𝜂𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 _𝑉 %

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑉 𝑘𝑊𝑒 =6 ∙ 2,7 𝑘𝑊

82%


12-14

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑉 = 19,8 𝑘𝑊𝑒

Luego:

𝐶𝑂𝑃𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜 = 𝑕𝑒𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟

𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 − 𝑕𝑒𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑘𝐽

𝑘𝑔

𝑕𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 − 𝑕𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟


𝐶𝑂𝑃𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜 = 403,4 − 234,1 𝑘𝐽

𝑘𝑔

448,0 − 403,4 𝑘𝐽𝑘𝑔

= 3,8

𝐶𝑂𝑃𝑒𝑗𝑒 _𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠 𝑜𝑟 =𝑚 𝑅22



𝑘𝑔

𝑃𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 𝑘𝑊

𝐶𝑂𝑃𝑒𝑗𝑒 _𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 =1,521 𝑘𝑔

𝑠 ∙ 403,4 − 234,1 𝑘𝐽

𝑘𝑔

115,2 𝑘𝑊= 2,24

𝐶𝑂𝑃𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 _𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 =𝑚 𝑅22



𝑘𝑔

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 𝑘𝑊𝑒

𝐶𝑂𝑃𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 _𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 =1,521 𝑘𝑔

𝑠 ∙ 403,4 − 234,1 𝑘𝐽

𝑘𝑔

128 𝑘𝑊𝑒

= 2,0

𝐶𝑂𝑃𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 _𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 =𝑚 𝑅22



𝑘𝑔

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 𝑘𝑊𝑒 + 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑉 𝑘𝑊𝑒

𝐶𝑂𝑃𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 _𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 =1,521 𝑘𝑔

𝑠 ∙ 403,4 − 234,1 𝑘𝐽

𝑘𝑔

128 𝑘𝑊𝑒 + 19,8 𝑘𝑊𝑒

= 1,74

Dado que todos los circuitos cuentan con aislación térmica adecuada. El auditor evalúa las posibilidades de

mejorar la eficiencia en el evaporador.

Conclusiones

El COP estimado es un poco bajo para un sistema de refrigeración de estas características; sin embargo hay

que tener presente que su valor fue estimado a partir de valores supuestos para la eficiencia del compresor

y para su motor eléctrico, particularmente la eficiencia estimada para el compresor es baja; ante esto se

sugiere realizar lo siguiente:


12-15

Hacer un levantamiento más preciso de información técnica de estos equipos para verificar el

desempeño del sistema en las condiciones de carga de trabajo, contactando al proveedor o

buscando los catálogos respectivos.

Posteriormente, identificar las cargas de operación de la cámara: ocupación de la cámara con

productos y considerar las fluctuaciones de las condiciones del tiempo (temperatura y humedad)

Luego, evaluar mejores puntos de operación para el ciclo de refrigeración o refrigerante

incorporando los sistemas de control que sean necesarios, en base a la demanda de frío de la

cámara y el tiempo (temperatura y humedad).

Y por último, en caso de que la variación de carga de sistema sea importante, evaluar el uso de

convertidores de frecuencia en el compresor y en los ventiladores del evaporador.

12.5 EJEMPLO DE CONTROL DE CAUDAL EN CONDENSADORES

Como se mencionó una forma de ahorrar energía en refrigeración es controlando el caudal de aire de los

condensadores ya sea apagando ventiladores o variando el caudal para ajustarlo al mínimo necesario para

cumplir con el requerimiento.

A continuación se desarrolla un caso que compara ambas alternativas.

El condensador es el encargado de eliminar al ambiente el calor retirado desde el recinto a enfriar por el

evaporador. Por lo dicho en este capítulo, el objetivo es mantener la temperatura de condensación fija. La

temperatura ambiente será variable y el diferencial de temperatura condensación / ambiente también.

Si hace calor necesitaremos un caudal de aire para lograr la capacidad requerida, pero si la temperatura es

baja tendremos un equipo con capacidad excedentaria. Dado que el caudal de refrigerante a condensar es

relativamente constante, se ajusta la capacidad del condensador, a fin de mantenerla constante, reduciendo

el caudal de aire desplazado por los ventiladores.

Se han escogido dos equipos de similares características para cumplir con los requerimientos del proyecto.

El primero con ventiladores axiales convencionales, AC, con un costo de 14.200 USD. El segundo con

ventiladores con motores electrónicamente conmutados de caudal regulable, EC, con un costo de 21.150

USD. Ambos entregan el mismo caudal de aire a plena carga. Los datos se han tomado del catálogo del

fabricante.

Equipo A, con ventiladores AC: 8 ventiladores de 1,60 kW y 3,55 Amp cada uno.

Equipo B, con ventiladores EC: 8 ventiladores de 1,28 kW y 1,93 Amp cada uno.

El costo de la energía eléctrica es de 0,125 USD/kWh.

Dado que el caudal de un ventilador es proporcional a la velocidad de giro, si utilizamos 6 ventiladores de 8,

es lo mismo que utilizarlos 8 ventiladores al 75% de su velocidad de giro.

Dados los perfiles de temperatura y requerimientos de caudal que surgen del cumplimiento del

requerimiento se obtiene el siguiente cuadro:


12-16

temperatura horas Caudal Ventiladores AC kWh Ventiladores EC kWh

35°C 180 100% 8 x 1,60 kW= 12,8 kW 2.304 8 x 1,28 kW=10,24 kW 1.843

30°C 1.200 75% 6 x 1,60 kW= 9,6 kW 11.520 8 x 0,54 kW= 4,34 kW 5.184

25°C 1.440 50% 4 x 1,60 kW= 6,4 kW 9.216 8 x 0,16 kW= 1,28 kW 1.843

20°C 5.940 25% 2 x 1,60 kW= 3,2 kW 19.008 8 x 0,02 kW= 0,16 kW 950

Total 8.760 42.048 9.820

Se tiene una reducción del 76% en el consumo de energía, con un ahorro anual de 32.228 kWh. El ahorro

resultante es de 4.028,5 USD/año (32.228 kWh x 0,125 USD/kWh = 4.028,5 USD).

El plazo de recuperación de la inversión es de menos de 2 años.

El fuerte impacto en la reducción del consumo de energía, se explica por el hecho de que la potencia al eje

del ventilador es proporcional al cubo de la velocidad de giro. En mucho menor grado, aporta también el uso

de ventiladores más eficientes (1,28 kW nominales para el ventilador AC v/s 1,6 kW para el EC).

12.6 PROBLEMAS TIPO EXAMEN

1) El coeficiente de desempeño de un sistema de refrigeración es mayor que uno por los siguientes

motivos:

a. Porque lo que hace el sistema es mover calor y la electricidad no se transforma en frío

b. La electricidad que consume el sistema genera frío con una eficiencia superior al 100%.

c. Porque generar frío es más eficiente que generar calor

2) Una cámara de frío usa un cargador frontal que opera con GLP para cargar la cámara. Señale dos

pérdidas de energía que se producen en esta maniobra y una solución técnica para cada una de ellas.

3) Dados dos fluidos refrigerantes con sus respectivos diagramas presión-entalpía, ¿cuál de ellos requiere

menos energía para refrigerar una cámara a 5ºC?, considerando una temperatura ambiente de 25ºC y

que en ambos casos el compresor e intercambiadores de calor tienen la misma eficiencia y efectividad,

respectivamente. Suponga 5ºC de temperatura pinch en el evaporador y condensador y que el

refrigerante sale saturado de cada intercambiador de calor. Justifique su respuesta.


[1] Shan Wang, Handbook of air conditioning and refrigeration, Second Edition, McGraw Hill (2001)



[3] Roberto Román, Apuntes para el curso taller eficiencia energética, UNTEC-Chile y GTZ (2002)

13-1

13. RECUPERACIÓN DE CALOR DE PROCESOS

En los capítulos anteriores hay algunos ejemplos de recuperación de calor: recuperación de condensado y

calor de la purga continua en calderas. Este capítulo se enfoca más bien en la recuperación de calor de

procesos, desde refrigeración hasta procesos de fusión de alta temperatura.

13.1 CONCEPTO

La recuperación de calor es el aprovechamiento energético de energía térmica contenida en una corriente

líquida o gaseosa, o también en materiales sólidos, normalmente disipada y desperdiciada, denominada

calor residual, mediante algún equipo o tecnología que transforme dicho calor a una forma de energía que

facilite su uso y de la cual exista una demanda: otro tipo de calor, trabajo mecánico o electricidad.

En la industria existe un gran potencial de recuperación de calor que no es aprovechado por

desconocimiento, falta de información y capacidad técnica para su análisis. La recuperación de calor es una

gran fuente de ahorros de energía para muchas industrias, existiendo variados sistemas y equipos para ese

efecto.

A modo de ejemplo la figura siguiente la importante reducción del consumo de energía al precalentar el aire

de combustión con el calor transferido desde los gases de escape de un horno.

Figura 13.1: Reducción del consumo de combustible mediante el precalentamiento de aire de combustión en un

horno

13.2 CLASIFICACIÓN SEGÚN LA TEMPERATURA DEL CALOR RESIDUAL

Desde la perspectiva de la eficiencia energética, una de las maneras más apropiadas de clasificar los

sistemas de recuperación de calor es según la temperatura de la fuente de calor, es decir, de acuerdo a su

calidad energética que puede ser evaluada mediante su exergía26

: a mayor temperatura, mayor es la calidad

del recurso térmico. Los rangos de temperatura que se señalan en la clasificación siguiente son

referenciales.

26

La exergía como la medida de potencial de trabajo mecánico, definido como el trabajo teórico máximo en la interacción

espontánea entre un sistema y su medio.


13-2

Recuperación de calor a alta temperatura: es posible con calores residuales a temperaturas sobre los

600ºC, hasta superiores a los 1500ºC, disponibles en procesos de fusión de metales, producción de vidrio,

hornos de cemento (proceso seco), etc. Estos niveles de temperatura hacen posible usar tecnologías de

generación de electricidad en la recuperación de calor, como el ciclo Rankinge de vapor en cogeneración,

turbinas a gas en cogeneración (con expansión de gases de proceso presurizados en la turbina) y también es

posible generar calor de menor temperatura para un proceso de niveles medios de temperatura.

Recuperación de calor a temperaturas medias: en este caso el calor residual tiene temperaturas entre

200ºC y 600ºC, presente en hornos de tratamiento térmico, motores de combustión interna, turbinas de

gas, reducción catalítica selectiva de NOx, etc. Los niveles de temperatura disponible aún permiten generar

electricidad, por ejemplo, mediante un ciclo combinado, o sustituir calor en otros procesos.

Recuperación de calor a baja temperatura: comprende el aprovechamiento de calores residuales entre

25ºC y 200ºC, lo cual hace difícil obtener trabajo (pero no imposible)27

; las aplicaciones prácticas industriales

son generalmente de precalentamiento de fluidos. Entre las aplicaciones de mayores temperaturas en este

rango están los recuperadores de calor en calderas como precalentadores de aire y economizadores; en los

menores niveles de temperatura está el calor residual de condensadores en procesos de refrigeración, aire

acondicionado, los circuitos de refrigeración de motores de combustión interna, que pueden incluir

aplicaciones con bombas de calor o intercambiadores de calor. El ciclo Rankine Orgánico también es

aplicable a bajas temperaturas.

13.3 ELEMENTOS METODOLÓGICOS PARA LA RECUPERACIÓN DE CALOR

Para determinar las oportunidades de recuperación de calor se requiere de una serie de evaluaciones cuyo

objetivo será determinar las características de los calores disponible y de los requerimientos de calor en un

proceso productivo.

Para ello se elabora un balance de energía que determine en su totalidad los flujos de energía térmica de la

planta. El balance permite conocer qué fracción de estos flujos son efectivamente utilizados y qué fracción

es desperdiciada, siendo este último el calor disponible para recuperación. También a través del balance se

pueden conocer requerimientos de calor que podrían potencialmente ser alimentados del calor recuperado.

Una vez terminado el balance se deberá determinar la siguiente información:

Calidad del calor desperdiciado y del calor requerido. Esto permitirá determinar la factibilidad de

utilizar calor de recuperación en algún proceso. Es importante considerar que las temperaturas

requeridas deben ser menores a las temperaturas del calor recuperado.

Cantidad de calor desperdiciado y cantidad de calor requerido. Permitirá conocer qué porcentaje

del calor requerido puede ser proveído del calor recuperado.

Ubicación de las fuentes de calor desperdiciado y ubicación de los puntos que requieren calor.

Permitirá establecer la necesidad de transportar el calor recuperado con un fluido secundario y las

consecuentes pérdidas de calor en tuberías, las cuales deberían ser minimizadas.

Se deberán conocer los períodos de tiempo en que el calor es desperdiciado y en que el calor es

requerido. El calor a recuperar debe estar disponible al mismo tiempo que es requerido en el

27

Las turbinas de vapor de centrales eléctricas geotérmicas operan a temperaturas entre 150ºC y 200ºC.


13-3

proceso a alimentar; en caso de no darse esta situación se deberán considerar evaluar las opciones

siguientes:

o Hacer cambios en la programación de la producción, de manera de hacer coincidir dichos

periodos.

o Almacenamiento de calor entre los periodos de tiempo existentes

Las características del equipo a utilizar para la recuperación de calor dependerán de la diferencia de

temperaturas, el flujo y los calores específicos. Los distintos tipos de equipos que pueden utilizarse se

describen a continuación.

13.4 SISTEMAS DE RECUPERACIÓN DE CALOR

El calor desperdiciado puede recuperarse de manera directa o indirecta.

La recuperación indirecta de calor requiere de sistemas multi-componentes para la recuperación y

conversión de energía. Los equipos utilizados en sistemas de recuperación indirecta son:

Energía térmica – Energía térmica:

Bomba de calor. Permite recuperar energía de un medio y suministrarla a otro de mayor temperatura

utilizando el mismo principio que el ciclo de refrigeración por compresión (ver capítulo 8). Tienen altos

coeficientes de desempeño (COP) cercanos a 3 o 4, es decir, puede recuperar 3 a 4 veces la cantidad de

energía entregada al compresor. Equipos de este tipo son los equipos split de climatización de oficinas;

las bombas de calor geotérmico utilizadas para calefaccionar o enfriar viviendas.

Enfriador por absorción. Utiliza el mismo principio que el ciclo de refrigeración por absorción (ver

capítulo 8) y al igual que el caso anterior, permite recuperar energía de un medio y suministrarla a otro

de mayor temperatura. El enfriador por absorción puede utilizar como fuente de energía el calor de la

quema de un combustible, el calor residual de algún proceso, vapor o energía solar entre otras.

Termocompresores. Permite mejorar la calidad del vapor a baja presión. Se aprovecha en procesos que

utilizan grandes cantidades de vapor a baja presión.

Energía térmica – Energía eléctrica:

Ciclo de rankine orgánico (ORC). Mediante un equipo de recuperación de calor se calienta un fluido

orgánico que opera en un ciclo de cerrado de Rankine que permite generar electricidad. Se utiliza

para recuperar calor en hornos de alta temperatura.

Cogeneración de electricidad: algunos procesos de alta temperatura permiten la incorporación de

sistemas de cogeneración con turbinas de gas y turbinas de vapor, usando como fuente de energía

calor residual de procesos de alta temperatura.

La recuperación directa corresponde únicamente a procesos de transferencia de calor para recuperar calor.

Los equipos principalmente utilizados para cada tipo de fluido incluido en la recuperación de calor,

corresponden a los siguientes:

Recuperación de calor gas – gas:


13-4

Recuperador de calor por radiación. Utilizado principalmente en la recuperación de calor de gases

de escape de hornos que operan a altas temperaturas (del orden de 1.000ºC), para el

precalentamiento del aire de entrada del mismo.

Recuperador de calor por convección. Más compactos y efectivos que los recuperadores por

radiación, por su mayor área de transferencia; se usan en procesos que operan a temperaturas del

orden de centenas de grados Celsius.

Recuperador de calor por convección y radiación. Una mayor efectividad en la recuperación de

calor se logra combinando las dos tecnologías anteriores.

Recuperador de calor cerámico. Para recuperación de calor a temperaturas mayores a 2000ºC.

Intercambiadores de flujo cruzado. Utilizado principalmente en equipos pequeños.

Heat Pipe. Permite aprovechar grandes porcentajes del calor desperdiciado, se utiliza

principalmente en procesos de calefacción de espacios, secado, precalentamiento de aire para

calderas, entre otros procesos (temperaturas en el rango de decenas a centenas de grados Celsius).

Intercambiador de calor rotativo. Utilizado para temperaturas bajas a moderadas (decenas a

centenas de grados Celsius), principalmente para calefacción de espacios, secado y cocción. No se

utiliza para altas temperaturas dado que esta pueden causar deformaciones en la rueda.

Intercambiador de calor regenerativo. Utilizado para grandes capacidades, principalmente en

fundiciones de vidrio y acero.

El término intercambiador de tipo “regenerativo” se distingue del intercambiador de tipo recuperativo, en

que en el primero, el intercambio no es un flujo uniforme y permanente, si no que se realiza por

acumulación de energía térmica que se toma del primer fluido, para luego liberar dicha energía al segundo

fluido.

Algunos intercambiadores regenerativos son por ejemplo los de tipo estático que se utilizan en hornos de

vidrio. Se compone de dos torres con un entramado de ladrillos cerámicos, en que por una de ellas circulan

los gases de escape, acumulándose calor en la torre. Por la otra torre circula aire fresco para la combustión,

la que se va enfriando. De manera cíclica (aproximadamente 20 minutos) se alternan los flujos de tal forma

que el aire fresco pasa por la torre que fue precalentada antes por los gases y de esa forma se recupera

calor.

Otro tipo de intercambiador de este tipo es la “rueda regenerativa” que se utiliza en el sector de la

climatización para el intercambio de calor entre dos flujos de aire. La rueda está constituida por una malla o

trama que hace de acumulador de calor. Se instala de tal forma que el flujo frio pasa por una mitad de la

rueda y el flujo caliente por otra mitad. La rueda se hace girar muy lentamente (10 – 30 revoluciones por

hora), de tal forma que al pasar un flujo de aire caliente, este calor se acumula en la rueda. Al girar, la masa

de la rueda se mueve hacia la zona fría, liberando el calor acumulado al flujo de aire frio.

La figura siguiente corresponde a un recuperador de calor por radiación; la imagen de la izquierda

corresponde a un equipo real y la de la derecha muestra l principio de funcionamiento asociado


13-5

Figura 13.2: Recuperador de calor por radiación

Fuente figura lado izquierdo: www.okokchina.com

Fuente figura lado derecho: Bureau of Energy Efficiency 2005

La figura siguiente corresponde a una fotografía de un recuperador de calor gas – gas de flujo cruzado:

Figura 13.3: Recuperador de calor gas-gas de flujo cruzado

Fuente: www.dfdinstruments.co.ukvvv

Figura 13.4: Recuperador de calor aire-aire para aplicaciones de climatización

http://www.okokchina.com/

http://www.dfdinstruments.co.ukvvv/


13-6

Figura 13.5: Rueda regenerativa para aplicaciones de climatización

Recuperación de calor líquido – líquido:

Intercambiador de calor de coraza y tubos. Recupera calor de líquidos utilizados en procesos de

baja y media temperatura. Se utiliza para recuperar calor de condensados de sistemas de

refrigeración, vapor de procesos, condensados de procesos de destilación, entre otros

(temperaturas entre unidades y centenas de grados Celsius).

Intercambiador de calor espiral. Son de diseño compacto y se utilizan principalmente en sistemas

de altas presiones.

Intercambiador de calor de placas. Utilizados en procesos de baja y media temperatura como

secado, pasteurización, pre-calentadores de calderas o evaporadores, especialmente en casos en

que las diferencias de temperaturas no son altas (temperatura máxima de aplicación es inferior a

200ºC).

Intercambiador de calor helicoidal. Se utilizan principalmente en enfriadores de aceite y

aplicaciones de baja capacidad.

La figura siguiente muestra un recuperador de calor tipo intercambiador de calor de espiral:


13-7

Figura 13.6: Intercambiador de calor de coraza y tubos

Fuente: www.miningweekly.com

La figura siguiente ilustra como funciona un recuperador de calor líquido-líquido tipo intercambiador de

calor de placas.

Figura 13.7: Funcionamiento intercambiador de calor de placas

Fuente: www.jiawei-phe.com

Recuperación de calor gas – líquido:

Economizador. Se utiliza en calderas, de modo que el agua de entrada es calentada por los gases de

escape a altas temperaturas (centenas de grados Celsius).

Calderas de recuperación de calor. Aprovecha los gases de escape a altas temperaturas

(temperaturas de centenas de grados Celsius hasta cercanas a 1.000ºC), provenientes de turbinas,

incineradores y fuentes de alta temperatura, para generar vapor. Si la cantidad de calor es

insuficiente para generar vapor se pueden agregar quemadores auxiliares. Es importante al

momento del diseño seleccionar el equipo según el contenido en sólidos en suspensión de los gases

de combustión.

La figura siguiente muestra un recuperador de calor gas – líquido multitubular genérico, es decir, que puede

usarse para distintas aplicaciones:

http://www.miningweekly.com/

http://www.jiawei-phe.com/


13-8

Figura 13.8: recuperador de calor gas – líquido multitubular genérico

Fuente: www.hrs-heatexchangers.com

La figura siguiente muestra un recuperador de calor gas –liquido con tecnología de placas:

Figura 13.9: Recuperador de calor gas – liquido con placas

Fuente: www.bruneproducts.com

13.5 EFICIENCIA ENERGETICA EN LA RECUPERACIÓN DE CALOR

El diseño final de un sistema de recuperación de calor es un compromiso entre pérdida de carga total (que

implica costos de capital, operación y mantenimiento de bombas o ventiladores), mantenibilidad del equipo

y su efecto en los costos de mantenimiento totales, efectividad del intercambiador de calor y costo de ciclo

de vida del sistema, todo esto comparado respecto al valor de los beneficios del recuperador de calor:

mayor recuperación de calor requiere una mayor área y por ende mayores costos, pero a la vez, significa un

mayor ahorro de combustible.

http://www.hrs-heatexchangers.com/

http://www.bruneproducts.com/


13-9

El uso eficiente de la energía mediante recuperación de calor requiere una observación y análisis de todos

los procesos térmicos que se llevan a cabo en una industria, incluso, en un barrio industrial con miras a la

integración térmica de procesos, ya que la forma más eficiente de usar el calor es mediante pequeñas

diferencias de temperaturas entre el fluido a calentar y el medio del cual se obtiene dicho calor, teniendo en

cuenta la viabilidad económica en el ciclo de vida del sistema.

A menor diferencia de temperatura entre las corrientes que intercambian calor, se requiere una mayor área

de intercambio térmico; en el otro extremo, una gran diferencia de temperatura en un equipo de

recuperación de calor constituye un desperdicio de energía, una pérdida de la posibilidad de calentar

“alguna parte” de un proceso que puede estar a una temperatura intermedia entre esa “gran” diferencia de

temperatura, y en el caso de estar en presencia de temperaturas altas o medias, significa además la pérdida

de capacidad de generar electricidad o trabajo mecánico.

La capacidad térmica de un intercambiador de calor (en que no hay cambio de fase en los fluidos que

intervienen en el intercambio), está dada genéricamente por la relación:

𝑄 = 𝑈𝑔 ∗ 𝐴 ∗ ∆𝑇𝑚𝑙

Ug: coeficiente global de transferencia

A: área total de transferencia de calor

ΔTml: diferencia de temperatura media logarítmica

Obsérvese la figura siguiente que muestra la evolución de la temperatura que experimentan dos fluidos a lo

largo de su paso por un intercambiador de calor.

Figura 13.10: Evolución de la temperatura de dos fluidos a lo largo de un intercambiador de calor.

El fluido 1 (caliente) disminuye su temperatura a medida que avanza dentro del recuperador y en

contrapartida el fluido 2 (frio) eleva su temperatura.

La diferencia de temperatura media logarítmica, representa una media del diferencial de temperatura entre

los dos fluidos a lo largo del intercambiador, la que caracteriza el comportamiento en esas condiciones de

temperatura, para esos fluidos y para ese determinado intercambiador. Esta queda definida por la

expresión:


13-10

∆𝑇𝑚𝑙 =(𝑇1𝑒 − 𝑇2𝑠) − (𝑇1𝑠 − 𝑇2𝑒)

𝑙𝑛(𝑇1𝑒 − 𝑇2𝑠𝑇1𝑠 − 𝑇2𝑒

)

En la literatura especializada de intercambiadores de calor se pueden encontrar metodologías de cálculo

para calcular la capacidad térmica y las temperaturas de salida de los fluidos. Se pueden encontrar además

tablas con rangos de valores de coeficientes globales típicos para diferentes fluidos e intercambiadores.

Normalmente los fabricantes de equipos entregan información de capacidades para distintas condiciones

con tablas y gráficos, teniendo algunos, software de selección específicos para sus equipos.

Lo importante es hacer notar que la capacidad depende proporcionalmente de: el coeficiente global de

transferencia, la superficie de intercambio y el diferencial de temperatura. En consecuencia si las

temperaturas iniciales de entrada de ambos fluidos están muy cercanas entre sí, se requerirá una superficie

mayor para lograr la misma capacidad térmica que si el diferencial fuera mayor.

Una definición de eficiencia para un intercambiador de calor

La efectividad de un intercambiador no es equivalente al concepto de eficiencia energética en sí; la

efectividad es la razón entre el calor que se transfiere en un intercambiador de calor, respecto al máximo

calor posible de transferir entre dos corrientes a las temperaturas de entrada de las corrientes involucradas.

Para un determinado arreglo de flujos, la efectividad de un intercambiador de calor es proporcional a la

superficie de intercambio térmico entre los fluidos, ya que a mayor área más se aproximan las temperaturas

entre las corrientes participantes en la transferencia de calor.

Retomemos el diagrama de la figura anterior.

Considerando los flujos másicos y calores específicos debe cumplirse que el calor intercambiado cumpla con:

𝑄 = 𝑚 1 ∗ 𝐶𝑝1 ∗ 𝑇1𝑒 − 𝑇1𝑠 = 𝑚 2 ∗ 𝐶𝑝2 ∗ 𝑇2𝑠 − 𝑇2𝑒

La máxima variación de temperatura que podría experimentar uno de los dos fluidos es igual a:

ΔT𝑚𝑎𝑥 = 𝑇1𝑒 − 𝑇2𝑒

Si consideramos además el máximo valor del producto m*Cp, de entre los dos fluidos, al que llamaremos

MC, tendremos que el máximo teórico calor posible de transferir es:

𝑄 𝑚𝑎𝑥 = 𝑀 ∗ 𝐶 ∗ Δ𝑇𝑚𝑎𝑥

Podemos definir entonces la eficiencia de intercambio como:

𝜂 =𝑄

𝑄 𝑚𝑎𝑥


13-11

13.6 EJEMPLOS DE RECUPERACIÓN DE CALOR DE PROCESOS

13.6.1 EJEMPLO DE RECUPERACIÓN DE CALOR DE BAJA TEMPERATURA: BOMBA DE CALOR

Situación

La fábrica del sistema de frío del ejemplo de refrigeración del capítulo anterior también requiere calor. Entre

sus demandas de vapor existe una serie de procesos de lavado que requieren agua caliente a 60ºC,

actualmente calentada con vapor en intercambiadores de calor de placa conectados con los estanques de

almacenamiento de agua respectivos. El agua inicialmente está fría (15ºC), el único proceso previo es su

ablandamiento.

El mismo consultor, advierte la posibilidad de recuperar calor del condensador del sistema de refrigeración.

El condensador actual es enfriado por aire, entonces para implementar esta opción de eficiencia energética,

se requerirá reemplazarlo por un condensador enfriado por agua. De esta manera el sistema de

refrigeración operaría simultáneamente como una bomba de calor.

Desarrollo de la opción de eficiencia energética

Dada la distancia existente entre los condensadores del sistema de refrigeración y el estanque de agua

caliente, va ser necesario emplear un circuito de agua como portador de calor entre el condensador y el

estanque de agua caliente de lavado.

Dada las fluctuaciones en la demanda de calor del agua de lavado y dado que no será posible recuperar el

calor latente de condensación, por las restricciones técnicas que se indican en el párrafo siguiente, el nuevo

condensador se conectaría aguas arriba del condensador enfriado por aire, con las respectivas válvulas de

control para el fluido refrigerante y los ventiladores de aire del condensador original.

La temperatura del refrigerante a la salida del compresor es de 70ºC y la temperatura de saturación es de

28ºC en el condensador (42ºC de enfriamiento). Para tener un flujo apropiado de agua como portador de

calor y tener un pinch apropiado entre ambos fluidos, sólo es posible recuperar calor del enfriamiento del

refrigerante hasta la temperatura de saturación.

El calor disponible a recuperar en la fase de enfriamiento del refrigerante se determina con la ecuación

siguiente:

𝑄 𝑐𝑜𝑛𝑑 𝑘𝑊𝑡 = 𝑄 𝑒𝑛𝑓𝑟𝑖𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑘𝑊𝑡

𝑄 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑒𝑛𝑠𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑛𝑓𝑟𝑖𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑘𝑊𝑡 = 𝑚 𝑅22

𝑘𝑔

𝑠 ∙ 𝑕𝑐𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟

𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 − 𝑕𝑐𝑜𝑛𝑑𝑒𝑛𝑠𝑎𝑑𝑜𝑟𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟 _𝑠𝑎𝑡

𝑘𝐽

𝑘𝑔

𝑄 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑒𝑛𝑠𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑛𝑓𝑟𝑖𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑘𝑊𝑡 = 1,521

𝑘𝑔

𝑠 ∙ 448 − 415

𝑘𝐽

𝑘𝑔

𝑄 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑒𝑛𝑠𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑛𝑓𝑟𝑖𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑘𝑊𝑡 = 50,2 𝑘𝑊𝑡 = 𝑄 𝑟𝑒𝑐𝑢𝑝𝑒𝑟𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑘𝑊𝑡

Se considera un intercambiador de tubo y carcasa para el enfriamiento del refrigerante con agua (portador

de calor) y un intercambiador de calor de placas conectado al estanque de lavado para calentar el agua de

lavado con el circuito de agua portador de calor (ver figura siguiente).


13-12

C

Estanque

Agua

lavadoCondensador de tubo

y carcaza

M

Recirculación

aire cámara

de frio

Evaporador 257,5 kWt

Aire frio cámara

CÁMARA DE FRIO

Aire caliente

Condensador

Potencia total 325,3 kWt

Calor latente 275,1 kWt

Aire ambiente

Intercambiador de calor

de placas

Agua fría de reposición

15ºC

Agua lavado

Electricidad

Compresor 115,2 kW

Motor eléctrico

60ºC

17ºC

62ºC

28ºC

70ºC 70ºC

28ºC

SISTEMA DE RECUPERACIÓN DE

CALOR DE 50,2 kWt

Circuito de agua

portador de calor

Figura 13.11: Diagrama de flujo esquemático sistema de recuperación de calor con bomba de calor


Suponiendo que el agua de enfriamiento del condensador llega a este equipo a 17ºC (2º de pinch en

intercambiador de placas de agua de lavado, inicialmente a 15ºC), esta agua como máximo podría llegar a

62ºC al enfriar el refrigerante desde 70ºC hasta 28ºC (pinch de 8ºC con el refrigerante en intercambiador de

tubo y carcasa), por lo tanto, el caudal de agua del circuito portador de calor (agua-PQ) queda determinado

por la ecuación siguiente (el calor específico del agua en KJ/KgºC es de 4,18):

𝑚 𝑎𝑔𝑢𝑎 −𝑃𝑄 𝑘𝑔

𝑠 =

𝑄 𝑟𝑒𝑐𝑢𝑝𝑒𝑟𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑘𝑊𝑡

𝐶𝑝𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑘𝐽𝑘𝑔º𝐶

∙ 𝑇1𝑎𝑔𝑢𝑎 −𝑃𝑄

− 𝑇2𝑎𝑔𝑢𝑎 −𝑃𝑄

º𝐶

𝑚 𝑎𝑔𝑢𝑎 −𝑃𝑄 𝑘𝑔

𝑠 =

50,2 𝑘𝑊𝑡

4,18 𝑘𝐽𝑘𝑔º𝐶

∙ 62 − 17 º𝐶

𝑚 𝑎𝑔𝑢𝑎 −𝑃𝑄 = 0,267 𝑘𝑔

𝑠 ⇒ 16

𝑙𝑡

𝑚𝑖𝑛

Por último, dado que el aumento de temperatura del agua de lavado (de 15ºC a 60ºC 45ºC) será igual a la

diferencia entre las temperaturas extremas del agua portadora de calor (de 17ºC a 62ºC 45ºC), el caudal

de agua de lavado posible de calentar mediante este sistema también será de 16 lt/min; este hecho hace

que el intercambiador de placas tenga o requiera una alta efectividad.

Suponiendo que la caldera de vapor, que por lo demás opera con Diesel (PCI 36.176 KJ/lt), tiene una

eficiencia de 80% y que el sistema de vapor está en buenas condiciones, el ahorro de Diesel derivado de esta

opción de eficiencia energética se estima de la manera siguiente:

𝑚 𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙𝑎𝑕𝑜𝑟𝑟𝑎𝑑𝑜

𝑙𝑡

𝑕 =

𝑄 𝑟𝑒𝑐𝑢𝑝𝑒𝑟𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑘𝑊𝑡 ∙ 3600 𝑠𝑕

𝜂𝑐𝑎𝑙𝑑𝑒𝑟𝑎 % ∙ 𝑃𝐶𝐼𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙 𝑘𝐽𝑙𝑡


13-13


𝑙𝑡

𝑕 =

50,2 𝑘𝑊𝑡 ∙ 3600 𝑠𝑕

80% ∙ 36.176 𝑘𝐽𝑙𝑡

𝑚 𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙𝑎𝑕𝑜𝑟𝑟𝑎𝑑𝑜 = 6,2

𝑙𝑡

𝑕

Dado que el sistema operaría todo el año (8.760 h/año), con un precio de Diesel de $350/lt, el ahorro anual

de Diesel será de:


𝑙𝑡

𝑎ñ𝑜 = 6,2

𝑙𝑡

𝑕 ∙ 8.760

𝑕

𝑎ñ𝑜

𝑚 𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙𝑎𝑕𝑜𝑟𝑟𝑎𝑑𝑜 = 54.312

𝑙𝑡

𝑎ñ𝑜

𝐴𝑕𝑜𝑟𝑟𝑜 $

𝑎ñ𝑜 = 𝑚 𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙

𝑎𝑕𝑜𝑟𝑟𝑎𝑑𝑜 𝑙𝑡

𝑎ñ𝑜 ∙ 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜𝐷𝑖𝑒𝑠𝑒𝑙

$

𝑙𝑡

𝐴𝑕𝑜𝑟𝑟𝑜 $

𝑎ñ𝑜 = 54.312

𝑙𝑡

𝑎ñ𝑜 ∙ 350

$

𝑙𝑡

𝐴𝑕𝑜𝑟𝑟𝑜 = 19.009.200 $

𝑎ñ𝑜

¡Una cifra significante!

13.6.2 EJEMPLO DE RECUPERACIÓN ENTRE DOS FLUJOS DE AIRE DE AIRE

Situación

Una planta industrial utiliza aire caliente para el secado de su producto. El proceso de secado se realiza en

forma continua, para ello toma aire ambiente y lo calienta aproximadamente hasta los 110°C en un

generador de aire caliente abastecido por petróleo diesel. Este aire caliente pasa a través del producto a

secar cargándose de humedad, la que es eliminada posteriormente al ambiente a una temperatura

aproximada de 63°C.

Dada la gran cantidad de aire caliente y la elevada temperatura con que se elimina, se propone recuperar

parte del calor perdido utilizando un recuperador de calor aire-aire de placas. En este sistema los flujos de

aire de admisión y extracción se cruzan sin mezclarse, ambos flujos están separados por placas de aluminio.

El calor del aire que se elimina es cedido al aire de admisión a través de las láminas de aluminio.

Su instalación requerirá considerar una estructura para su contención, ductos para controlar el aire fresco

de admisión al sistema y un ventilador para movilizarlo. Se espera lograr un importante ahorro de energía y

costo operacional luego de la instalación del recuperador.

El siguiente es un esquema simplificado del recuperador de calor.

Inyección al generador de aire caliente

Eliminación al ambiente

Aire húmedo del proceso

Aire fresco


13-14

Caracterización del sistema

El sistema opera 2.000 hrs por año. La potencia necesaria para este proceso es de 1.359 kW, lo que

anualmente representa 2.719 MWh de energía en forma de calor.

El sistema de secado requiere de un caudal de aire de 41.833 m3S/hr, el que se lleva desde las condiciones

ambientales 12,6°C-80%HR (valor que considera la evolución a lo largo del año), hasta los 110 °C-0,8%HR, es

decir aire seco. Este aire pasa por el producto capturando su humedad, la temperatura del aire desciende

debido a que se transfiere calor sensible para evaporar el agua y adicionalmente debido a pérdidas del

sistema. Finalmente el aire se libera al ambiente 63,4°C-16,6%HR.

Selección del recuperador

Mediante un software específico se ha seleccionado un recuperador de calor de 2x2 mt y 3 mts de largo. A

continuación se muestran los resultados obtenidos del cálculo del recuperador seleccionado.

Recuperador 3000/2000-14 suministro extracción caudal aire std M3/hr 41.883 37.876 Entrada Caudal M3/hr 40.826 43.926 Temperatura ºC 12,6 63,4 humedad relativa % 80,3 16,6 humedad absoluta g/Kg 7,3 24,7 Entalpía kJ/kg 31,0 128,4 Salida Caudal M3/hr 44.713 40.055 Temperatura ºC 40 33,7 humedad relativa % 16,1 73,7 humedad absoluta g/Kg 7,3 24,7 Entalpía kJ/kg 58,8 97,2 Condensación Kg/hr 0,0 pérdida de carga Pa 120 100 Recuperación kW 384 -384,4 Eficiencia % 53,5 58,4

Con el recuperador se lograría recuperar un 58% de la energía que se pierde sin el uso del recuperador.

En el diagrama de flujo siguiente se muestran los resultados del caso base, sin recuperador, y la alternativa

propuesta, con recuperador.


13-15

Como se puede apreciar, sin el recuperador es necesario aportar 1.359 kW al aire para llevarlo a las

condiciones requeridas para el proceso. Al incorporar el recuperador la energía requerida se reduce a 977

kW. En consecuencia se podría recuperar aproximadamente un 30% de la energía total involucrada en el

sistema.

Evaluación del proyecto propuesto

El costo del petróleo diesel utilizado es de 443,19 $/lt y de 60,86 $/kWh para la tarifa eléctrica.

La recuperación permite ahorrar energía que de otra forma habría que haber generado utilizando petróleo

en un generador de aire caliente. El recuperador genera una pérdida de carga adicional que debe ser

compensada por el ventilador. Adicionalmente es necesario un ventilador para controlar el flujo de

extracción, este genera a su vez un consumo eléctrico.

Recuperación

recuperación kW 384

horas uso anual hrs/año 2.000

ahorro anual kWh/año 768.800

CASO BASE

0 1 2 3 4 5

12,6°C-80,3%HR 110°C-0,8%HR 63,4°C-16,6%HR 12,6°C-80,3%HR

generador proceso

aire caliente secado

1.359 -156 -1.246

CASO CON RECUPERACIÓN

1 2 3

39,8°C-16,1%HR 110°C-0,8%HR 63,4°C-16,6%HR

generador proceso

aire caliente secado

977 -156

382 -389

382

recuperador

de calor

0 4

12,6°C-80,3%HR 33,7°C-73,7%HR

-857

leyenda 5

sin recuperación 12,6°C-80,3%HR

con recuperación

nnn kW

N etapa


13-16

Generación calor equivalente con Diesel

eficiencia generacion aire caliente (base PCS) 92%

energía requerida kWh/año 835.652

PCS diesel kcal/lt 10.000

kWh/lt 11,6

consumo diesel lts/año 71.866

Precio diesel $/lt 443

$/kWh 38,1

ahorro anual $/año 31.850.331

Energía adicional ventilador existente

caudal m3/hr 51.009

presión estática adicional mmca 10

potencia requerida KW 2,0

eficiencia ventilador 85%

total energía adicional KWh/año 4.753

precio E.E. $/kWh 60,9

Costo E.E. $/año 289.264

Energía ventilador de extracción (nuevo)

caudal m3/hr 41.883

presión estática a vencer (recuperador + ducto) mmca 32

potencia requerida KW 15,0

eficiencia ventilador 87%

total energía adicional KWh/año 34.421

precio E.E. $/kWh 51

Costo E.E. $/año 1.747.901

Ahorros

Energía ahorrada en combustible evitado kWh/año 835.652

Energía adicional consumida en ventilador existente kWh/año -4.753

Energía consumida en nuevo ventilador de extracción kWh/año -34.421

Energía neta ahorrada kWh/año 796.478

Costo energía ahorrada $/año 31.850.331

Costo energía adicional $/año - 2.037.165

Ahorro neto energía $/año 29.813.166

Inversiones requeridas

Recuperador de calor 7.107.000 Ventilador extracción 2.100.000 Ductos de admisión 950.000 Montaje e instalación 2.700.000 Total inversión 12.857.000


13-17

Resumen y resultados

Se ha considerado un horizonte de evaluación de 5 años debido a que el recuperador, dato el tipo de

producto y la temperatura, tiene una vida útil corta.

Total inversión ΔI $ 12.857.000

Energía ahorrada EA kWh/año 796.478

Costo evitado $/año 29.813.166

CAE (tasa 12%; 5 años) = ΔI / EA * FRC $/kWh 4,48

Tarifa referencia petróleo diesel $/kWh 38,11

Como se ve la comparación entre la tarifa de referencia del petróleo y el CAE, el costo equivalente de

ahorrar 1 kWh de energía con el sistema propuesto, es un 88% más barato que el costo de comprar 1 kWh.

Asimismo el plazo de recuperación de la inversión es de menos de 6 meses.

Resulta en consecuencia altamente atractivo ejecutar el proyecto.


1) Indique cuál o cuáles son dificultades que imposibilitan recuperar calor de los gases de combustión

en la chimenea de hornos a combustión

a. Temperatura de gases muy alta, en torno a 900ºC

b. Falta de espacio para el recuperador de calor

c. No hay usos posibles del calor residual posible de recuperar

d. La temperatura de rocío de los gases de combustión

2) Describa en media página un sistema de recuperación de calor de baja temperatura técnicamente

factible

3) Se desea evaluar la instalación de una caldera recuperadora de calor en un horno; se tiene los datos

asociados al calor residual: caudal, temperatura, calor específico y su punto de rocío. Conocida la

presión requerida del vapor, calcule la producción de vapor del equipo para la temperatura teórica

límite del agua de alimentación de dicha caldera para no tener condensación en los gases. Además,

sugiera una manera energéticamente eficiente de lograr esa temperatura a partir de agua fría sólo

a partir de esta información.




[2] Wayne C. Turner y Steve Doty, Energy Management Handbook, Sixth Edition, The Fairmont Press

Inc (2006)

[3] Comisión Nacional para el uso eficiente de la Energía (CONAE), Módulos Tecnológicos:

Recuperación de Calor de proceso, www.conae.gob.mx

http://www.conae.gob.mx/


13-18

[4] Gonzalo Castillo Yáñez, Integración Térmica de Procesos Industriales, Memoria para optar al título

de Ingeniero Civil Mecánico, Departamento de Ingeniería Mecánica, Universidad de Chile, año

2000.

[5] www.process-design-center.com/3.2.1-enpinch-techn.htm

http://www.process-design-center.com/3.2.1-enpinch-techn.htm

14-1

14. COGENERACIÓN INDUSTRIAL

14.1 COGENERACIÓN: EL VERDADERO CONCEPTO

Cogeneración es la generación simultánea de energía mecánica o electricidad y energía térmica útil, a partir

de una fuente de energía; la energía térmica cogenerada puede ser desde frío, hasta calor en cualquiera de

sus formas.

En Chile existen conceptos errados de cogeneración, esto hace necesario aclarar dos cosas:

1. Cualquiera de las siguientes opciones es cogeneración: la electricidad cogenerada puede ser sólo

para autoproducción, pueden haber excedentes de electricidad inyectados a la red y/o exportar

excedentes a otros usuarios; respecto a la energía térmica útil cogenerada, la situación es análoga:

puede ser sólo para autoabastecimiento o se pueden exportar excedentes.

2. Cogeneración no es generación o autoproducción de electricidad operando en paralelo con la red

eléctrica.

Existe además la trigeneración, en la que además de electricidad o trabajo mecánico se genera calor y frío a

la vez. La poligeneración también es una realidad, este tipo de tecnología, además de las energías útiles

mencionadas, genera subproductos derivados de la combustión, procesamiento previo del combustible o

del tratamiento de los gases de combustión, por ejemplo, a partir de biomasa.

También es posible concebir centrales de cogeneración de gran escala en centrales termoeléctricas de

cientos de MWe de cualquier tipo, cuando existen demandas de calor en torno a estas centrales; no

obstante, este capítulo está enfocado sólo en cogeneración de electricidad y calor útil a nivel industrial.

14.2 CLASIFICACIÓN GENERAL

Los sistemas de cogeneración se clasifican en dos grandes categorías: sistemas de cabeza (superiores o

topping) y los sistemas de cola (inferiores o bottoming).

Los sistemas superiores de cogeneración, que son los más frecuentes, son aquellos en los que una fuente

de energía primaria (como el gas natural, diesel, carbón u otro combustible similar) se utiliza directamente

para la cogeneración de energía en el primer escalón: a partir de la energía química del combustible se

genera energía mecánica que se puede transformar en electricidad; la energía térmica residual del equipo

se convierte a una forma más útil, como vapor por ejemplo, que es suministrado a procesos industriales (por

ejemplo para secado, cocimiento o calentamiento, entre otros) que constituyen el segundo escalón. Este

tipo de sistemas se utiliza principalmente la industria textil, petrolera, celulosa y papel, cervecera,

alimenticia, azucarera, entre otras, donde sus requerimientos de calor son a temperaturas de 250°C a

600°C.

En los sistemas inferiores de cogeneración, la energía primaria se utiliza directamente para satisfacer los

requerimientos térmicos del proceso del primer escalón y la energía térmica residual o de desecho, se usará

para la generación de energía eléctrica y calor de menor temperatura en el segundo escalón. Los ciclos

inferiores están asociados con procesos industriales en los que se presentan altas temperaturas como el


14-2

cemento, la siderúrgica, vidriera y química. En tales procesos se pueden utilizar calores residuales del orden

de 300°C a 900°C.

La cogeneración, en cualquiera de estos tipos, puede ser incorporada desde el diseño de un proceso, de lo

cual se obtienen mayores beneficios que si se introduce realizando modificaciones en un proceso ya en

operación, ya que en el primer caso son menores las inversiones.

14.3 TECNOLOGÍAS Y SISTEMAS DE COGENERACIÓN28

14.3.1 RANGOS DE OPERACIÓN DE LOS EQUIPOS DE COGENERACIÓN

La producción simultánea de dos formas de energía se produce en máquinas térmicas y celdas de

combustible. Las máquinas térmicas hasta ahora desarrolladas son los motores de combustión interna,

turbinas a gas y turbinas de vapor. Aún queda bastante desarrollo pendiente en relación a celdas de

combustibles (Fuel Cells), a microturbinas y al motor stirling (de combustión externa), lo que es necesario

para bajar sus costos de inversión a niveles competitivos.

La figura siguiente muestra los rangos de aplicación típicos de estos equipos.

Figura 14.1 Rangos de aplicación de equipos de cogeneración

Las celdas de combustible se han desarrollado hasta potencias del orden de los 10 kW. En una situación

análoga está el motor Stirling y la microturbina, los cuales se han desarrollado hasta potencias inferiores a

los 100 kW.

28

Del Estudio: “Evaluación del desempeño operacional y comercial de centrales de cogeneración y estudio del potencial de

cogeneración en Chile” Gamma Ingenieros, 2004.


14-3

Los motores de combustión interna (en particular los a gas) se fabrican para cogeneración en un rango de

potencias desde los 100 kW hasta potencias bajo los 20 MW. Las turbinas a gas son fabricadas a partir de los

1.000 kW hasta algunos cientos de MW. Las turbinas de vapor son una de las tecnologías más antiguas y las

hay desde potencias de 250 kW hasta unos cientos de MW.

Los rangos de potencia más económicos son los mostrados en la figura anterior. Cuando las demandas son

fundamentalmente de vapor y las demandas de agua caliente son menores, las turbinas muestran una

ventaja. Cuando hay usos de agua caliente los motores presentan ventajas. Si se tiene asegurada la

demanda eléctrica, el criterio de selección de equipos es aquel que abastezca lo más cercano posible al

100% de la demanda térmica, dentro de los rangos económicos indicados. La eficiencia global de los

sistemas de cogeneración depende de la eficiencia de los equipos que constituyen el sistema y del

porcentaje de utilización real de la energía eléctrica y del calor que produce la cogeneración.

14.3.2 MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA

La cogeneración con motores de combustión interna (MCI) puede alcanzar eficiencias globales entre un 60%

y 80%. La figura siguiente muestra el balance de energía de un sistema de cogeneración con motor.

Figura 14.2 Balance de Energía de un MCI

El motor de combustión interna a gas natural es una máquina térmica alternativa de 4 tiempos que opera en

un ciclo Otto. En la figura anterior se indica que de la energía suministrada al motor por el combustible,

entre un 30 y 40% se transforma en energía eléctrica a través de un generador acoplado al eje del motor.

Este eje rota accionado por el desplazamiento de los pistones en los cilindros del motor acoplados a un

cigüeñal rotatorio.


14-4

Los gases de escape, producto de la explosión que se lleva a cabo en los cilindros del motor, salen a una

temperatura entre 350ºC y 550ºC. Esta energía es posible de utilizar instalando un equipo de recuperación

de calor a la salida de los gases del motor, y representa entre un 20 y un 35% de la energía suministrada por

el combustible.

Los motores, para que operen correctamente, requieren de dos sistemas de enfriamiento: uno de ellos

opera en un rango de temperaturas entre 85 y 99ºC, y el otro entre 70 y 40ºC, dependiendo del diseño del

motor. Estos sistemas de enfriamiento enfrían los cilindros del motor (Jacket Water JW), el aceite lubricante

LO), y el aire comprimido de entrada, (after cooler, AC). Esta energía, la que debe ser disipada del motor, se

utiliza en cogeneración mediante intercambiadores de calor, en lugar de ser disipada al ambiente, y

representa entre un 25 y 35% de la energía suministrada por el combustible al motor.

14.3.3 TURBINAS DE GAS

La cogeneración con turbinas a gas permite lograr eficiencias globales entre un 65% y 80%. La figura

siguiente muestra el balance de energía de un sistema de cogeneración con turbina a gas.

Figura 14.3 Balance de energía de una turbina a gas

La turbina a gas es una máquina térmica rotatoria que opera en un ciclo Brayton. La combustión requiere de

gas natural a alta presión y opera con excesos de aire superiores al 200%. Este aire es comprimido a la

presión de combustión en un compresor de flujo axial o radial. La expansión de los gases de combustión en

la turbina genera trabajo mecánico en un eje, el cual acciona un generador eléctrico y a la vez proporciona el

trabajo que requiere el compresor de aire.

La generación eléctrica constituye entre un 20 y 30% de la energía suministrada por el combustible, según

cada turbina. Entre un 75 y 65% de esta energía sale por los gases de combustión de la turbina, que después

de su expansión se encuentra a temperaturas entre 400 y 600ºC. Esta energía es posible utilizarla a través de

equipos de recuperación de calor. Debido a la alta temperatura este calor se puede transformar en vapor a

través de una Caldera de Recuperación. A diferencia de los motores no existe entrega de calor como agua

caliente.


14-5

Las calderas recuperadoras de calor usadas para generar vapor a partir de la energía de los gases de escape

e los motores y turbinas a gas tienen usualmente eficiencias entre el 60% y 70%. En algunas aplicaciones

industriales también es posible el uso directo de los gases de escape de estos equipos en procesos de

calentamiento y secado.

14.3.4 TURBINAS DE VAPOR

La cogeneración con turbina de vapor involucra: una caldera para producir vapor de media o alta presión, el

vapor acciona una turbina de vapor acoplada a un generador. El vapor de baja presión sale de la turbina a la

presión requerida en los consumos de calor. Una vez usado el calor latente del vapor en los consumos, el

vapor condensado retorna a la caldera. La figura siguiente muestra un sistema de cogeneración con turbina

de vapor.

La variedad de turbinas de vapor es muy amplia: a condensación, a contrapresión, con o sin extracciones de

vapor; existen diseños estándar y diseños especiales (fabricados a pedido). En plantas pequeñas

normalmente se usa vapor saturado y la turbina de vapor sólo tiene una etapa de expansión. En plantas de

mayor tamaño se usa vapor sobrecalentado, el cual se expande en varias etapas. Las extracciones de vapor

pueden efectuarse a distintas presiones, según sean los requerimientos.

La fuente de calor de la caldera puede ser un combustible tradicional, biomasa, o calor residual de proceso;

en este último caso se usa una caldera recuperadora de calor. Las calderas que queman combustible o

biomasa tienen eficiencias entre 70 a un 80%. La eficiencia de las calderas recuperadoras varían aprox. entre

60% y 80%, dependiendo de la temperatura del calor residual y de su composición. Las turbinas de apor

entregan en el eje entre un 45 y 80% de la energía del salto entálpico isentrópico que experimenta el vapor


14-6

expandirse en la turbina. El valor mínimo corresponde a turbinas de una etapa y el máximo a turbinas

multietapas.

La eficiencia eléctrica del sistema depende de la presión del vapor de baja presión. Para una presión de

vapor de 8 bar la eficiencia eléctrica puede variar entre 10 y 15%.

En general, la eficiencia global (eléctrica más térmica) de este tipo de plantas de cogeneración es inferior a la

de las plantas con motor o turbina a gas, lográndose eficiencias globales entre un 40% y 70%.

Los costos de inversión son también superiores a los de las plantas de cogeneración a base de motores o

turbinas a gas (de 2000 a 3000 US$/kW).

Por el bajo rendimiento eléctrico y por los altos costos de inversión, estos sistemas de cogeneración sólo son

utilizados con combustibles muy económicos (biomasa) o calores residuales, (caso de las centrales de ciclo

combinado).

14.3.5 SISTEMAS DE COGENERACIÓN MÁS USADOS

Las figuras siguientes muestran algunas de las configuraciones más frecuentes para los sistemas de

cogeneración superior con motores y turbinas

Figura 14.4 Planta de Cogeneración Superior con Motor para Producción de Agua caliente


14-7

Figura 14.5 Planta de Cogeneración Superior con Motor para Producción de Vapor y Agua caliente

Figura 14.6 Planta de Cogeneración Superior con Motor con Utilización de Gases de escape y agua caliente


14-8

Figura 14.7 Planta de Cogeneración Superior con Turbina a Gas y Producción de Vapor

Otro tipo de cogeneración es el Ciclo Combinado con cogeneración (turbina de gas y turbina de vapor para

producir electricidad con entrega parcial de vapor para otros usos).En España existen desde 5 MW. Alcanzan

rendimientos del orden de 55% al 60% dependiendo del volumen de uso del calor. En ocasiones el ciclo

combinado puede alimentarse desde un proceso de gasificación, lo que se conoce como IGCC. La

gasificación es la obtención de un gas combustible a partir de carbón de baja calidad, biomasa, o gas de

vertedero.

El ciclo combinado sin cogeneración, es decir, sin entrega de vapor a consumos de calor y para altas

capacidades eléctricas, es el proceso de las plantas termoeléctricas con gas natural existentes en Chile.

El Ciclo Combinado con entrega de vapor, por su mayor costo de inversión, ha sido una opción sólo en los

casos en que se dispone estas fuentes de energía de bajo costo. Este tipo de proyectos no se ha incluido en

las descripciones técnicas de este estudio, por ser de menor rendimiento global y mayor costo de inversión.

También es posible usar una bomba de calor (Chiller-Heater) de Absorción en Cogeneración, la cual permite

la generación de frío y calor. Bajo este esquema, la energía térmica generada con el motor o turbina se usan

para alimentar el equipo de Absorción, el cual se desempeña como equipo enfriador o como bomba de

calor, según sean los requerimientos. Este tipo de proyectos no se ha incluido en las descripciones técnicas

de este estudio, considerándose sólo como un posible requerimiento de calor y un eventual ahorro de

energía eléctrica adicional por el reemplazo de equipos de refrigeración que utilizan electricidad.

14.4 EFICIENCIA ENERGETICA DE LA COGENERACIÓN

14.4.1 EFICIENCIA DEL SISTE MA DE COGENERACIÓN PROPIAMENTE TAL


14-9

La cogeneración en general es más eficiente que la generación separada de electricidad y calor, porque

aprovecha calores residuales de los equipos motrices usados comúnmente para la generación de

electricidad, como lo son: las turbinas de vapor (disipan calor de baja temperatura en condensadores al

genera sólo electricidad), turbinas de gas (liberan calor a la atmósfera a alta temperatura) y motores de

combustión interna (liberan calor de alta y baja temperatura a la atmósfera).

La eficiencia energética de un sistema de cogeneración se define mediante tres indicadores de eficiencia,

cuyos nombres son más bien prácticos, todos dependientes o asociados al consumo de energía del sistema

de cogeneración:

Eficiencia eléctrica: corresponde a la razón entre la electricidad cogenerada y el consumo de

energía del sistema de cogeneración.

𝜂𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 % =𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑖𝑏𝑙𝑒 ∙ 100%

Eficiencia térmica: corresponde a la razón la energía térmica útil cogenerada y el consumo de

energía del sistema de cogeneración; la energía térmica útil cogenerada depende del balance de

energía del equipo motriz o tecnología y de la eficiencia energética de los equipos de recuperación

de calor que constituyen el sistema de cogeneración.

𝜂𝑡é𝑟𝑚𝑖𝑐𝑎 % =𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑐𝑎𝑙ó𝑟𝑖𝑐𝑎 ú𝑡𝑖𝑙

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑖𝑏𝑙𝑒∙ 100%

Eficiencia global: corresponde al efecto combinado de la eficiencia eléctrica y la eficiencia térmica

de la cogeneración.

𝜂𝑔𝑙𝑜𝑏𝑎𝑙 % =𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 ú𝑡𝑖𝑙 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙


𝜂𝑔𝑙𝑜𝑏𝑎𝑙 % =𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 + 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑐𝑎𝑙ó𝑟𝑖𝑐𝑎 ú𝑡𝑖𝑙


𝜂𝑔𝑙𝑜𝑏𝑎𝑙 % = 𝜂𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 % + 𝜂𝑡é𝑟𝑚𝑖𝑐𝑎 %

Todos estos indicadores de eficiencia toman valores distintos según el factor de carga al que opera el

sistema de cogeneración.

Dado que la estrategia de operación más frecuente es seguir las demandas térmicas y generar la

electricidad resultante, el factor de carga del sistema de cogeneración queda determinado comúnmente

por el calor útil de mayor temperatura que entrega el equipo de cogeneración respecto a la capacidad

térmica respectiva de esa parte del sistema de cogeneración.

En la parte térmica además es posible definir otro indicador de desempeño del sistema de cogeneración,

particularmente en los motores de combustión interna cuando operan con la estrategia mencionada, dado

que el aprovechamiento térmico del calor de los circuitos de refrigeración del motor no siempre es total. Por

esta razón también es posible definir un factor de aprovechamiento térmico (Fa) de estos calores de la

manera siguiente, donde el calor disponible en los circuitos de refrigeración depende del factor de carga del

motor:


14-10

𝐹𝑎 % =𝐶𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑎𝑝𝑟𝑜𝑣𝑒𝑐𝑕𝑎𝑑𝑜 𝑘𝑊𝑡

𝐶𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑙𝑒 𝑘𝑊𝑡 ∙ 100%

Si la estrategia de operación es seguir las demandas eléctricas, el factor de carga del sistema de

cogeneración lo determina la electricidad cogenerada en cada momento respecto a la capacidad eléctrica

del sistema de cogeneración; en estos casos va ser posible definir un factor de aprovechamiento térmico de

los distintos calores útiles del sistema de cogeneración.

14.4.2 EFICIENCIA ENERGÉTICA PAÍS DE LA COGENERACIÓN

Si bien es común concebir la cogeneración como una tecnología de eficiencia energética o que al hacer

cogeneración se está haciendo eficiencia energética, la eficiencia energética país de la cogeneración deriva

del ahorro de combustible regional o país respecto a la generación separada de las mismas energías.

Pero una planta o proyecto de cogeneración puede ser ineficiente y además no producir dicho ahorro de

energía país cuando los equipos considerados en el proyecto no son suficientemente más eficientes que la

generación eléctrica y térmica que están desplazando. No obstante, no se ha establecido una metodología

oficial en el país para evaluar el efecto país de un proyecto de cogeneración.

Un proyecto de cogeneración que desplace toda la generación eléctrica y térmica de un establecimiento

puede lograr ahorros de combustible país en torno al 30% (porcentaje respecto al consumo de combustible

de la generación eléctrica y térmica por separado). En la práctica, los proyectos de cogeneración que se

instalan en establecimientos existentes no cubren todas sus demandas de calor y electricidad y el ahorro

país se puede lograr en un buen proyecto podría llegar a un 20%.

El ahorro país de un proyecto de cogeneración es mayor cuando:

Menor es la eficiencia de los equipos desplazados por la cogeneración

Mayor es la fracción desplazada de las demandas de calor y electricidad generadas por separado

Mayor es la eficiencia global, factor de carga y factor de aprovechamiento térmico de la

cogeneración

El primero de estos factores es una condición de borde; los dos últimos aspectos dependen de las medidas

de eficiencia energética consideradas en la especificación de cada sistema de cogeneración.

14.5 OPTIMIZACIÓN DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA DE PROYECTOS DE

COGENERACIÓN

Las medidas de eficiencia energética en la cogeneración incluyen:

Elección de la tecnología de cogeneración

Dimensionamiento energético del proyecto de cogeneración

Eficiencia de los equipos considerados en el diseño final del proyecto

Operación y mantenimiento apropiados de los equipos

Obviamente todas estas variables tienen aristas técnicas, económicas y medioambientales que deben ser

consideradas en el momento de especificar un proyecto de cogeneración, las cuales deben contemplar todo


14-11

el periodo de operación del equipo y no sólo la elección de la alternativa de menor inversión, ya que un

proyecto de cogeneración más eficiente tendrá beneficios en su periodo de operación respecto a una opción

ineficiente o menos eficiente.

Por otro lado, las estimaciones que se lleven a cabo en los estudios de pre-inversión pueden ser más simples

en la medida que las demandas de energía no tengan fluctuaciones importantes y la cogeneración opere a

una carga estable lo más cercana posible a su capacidad máxima.

14.5.1 ELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA DE COGENERACIÓN

La elección de la tecnología debe considerar la relación entre demandas térmicas y eléctricas respecto a la

relación Q/E de las distintas tecnologías, las fluctuaciones de las demandas de energía y el comportamiento

de la tecnología para satisfacer dichas demandas, es decir, su eficiencia a carga parcial y la velocidad de

respuesta.

14.5.2 DIMENSIONAMIENTO APROPIADO DE LA COGENERACIÓN

El dimensionamiento del sistema de cogeneración influye en los factores de carga eléctrico y térmico de la

cogeneración, en su eficiencia eléctrica y térmica y en el nivel de aprovechamiento de las energías

cogeneradas, con el consecuente efecto en la eficiencia energética global anual de la cogeneración.

El dimensionamiento de un proyecto de cogeneración se considera apropiado en la medida que maximiza

variables de desempeño técnico e indicadores económicos del proyecto, lo cual no siempre coincide con

abastecer la demanda de energía térmica promedio. Esto depende de la variabilidad de los perfiles horarios

de las demandas de energía y de la relación que exista entre los perfiles de demandas térmicas y eléctricas.

Un sobre-dimensionamiento derivará en baja eficiencia anual; un sub-dimensionamiento es desperdiciar la

posibilidad de un mayor ahorro de combustible y menor gasto energético. No obstante, en el caso de prever

ampliaciones de planta en el futuro cercano o aumentos de capacidad de producción, las respectivas

mayores demandas de energía deben considerarse en el dimensionamiento de la cogeneración.

Para evitar problemas futuros por sobredimensionamiento de la cogeneración es recomendable

primeramente implementar medidas de eficiencia energética en los procesos y dimensionar la cogeneración

para abastecer las demandas energéticas de un proceso en que ya se han eliminado las mayores pérdidas de

energía; de lo contrario podría quedar sobredimensionada la cogeneración con consecuencias en su

eficiencia energética global y efectos económicos por sobre-inversión y mayor costo combustible.

Este hecho es especialmente crítico en la cogeneración con turbina de vapor de contrapresión, ya que la

cogeneración de electricidad está ligada directamente de la cogeneración de calor útil: si disminuyen las

demandas de calor por eficiencia energética una vez en servicio el sistema de cogeneración, el sistema

deberá cogenerar menos calor, por ende, cogenerará menos electricidad y esto último tal vez implique

aumentar el consumo de electricidad de la red. Si también se lleva a cabo eficiencia energética eléctrica, el

sistema de cogeneración quedará definitivamente sobredimensionado.

14.5.3 BUENA EFICIENCIA ENERGÉTICA DE LOS EQUIPOS DEL SISTEMA DE COGENERACIÓN


14-12

Se debe considerar o al menos evaluar equipos de mayor eficiencia en el diseño de la cogeneración,

aunque en algunos casos, pueden ser un poco más caros; sin embargo, además de todos los beneficios de la

mayor eficiencia energética que pueden justificar el mayor costo, los equipos más eficientes tienen la

ventaja destacable de que los resultados económicos del proyecto son menos sensibles a fluctuaciones de

las demandas de energía y de los precios de los combustibles y la electricidad, disminuyendo así el riesgo

ante las incertidumbres de los mercados energéticos nacionales y mundiales.

14.5.4 BUENA OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

La operación y mantenimiento apropiados de la planta de cogeneración requiere de personal bien

calificado; una mala operación y mantenimiento pueden conllevar a reducir la disponibilidad de la

cogeneración y además a pérdidas de eficiencia.

14.6 CUANDO ES POSIBLE COGENERAR

La cogeneración es técnicamente posible simplemente cuando coexisten demandas de electricidad y calor

ubicadas relativamente cerca; la estabilidad de dichas demandas facilita un proyecto de cogeneración. Sin

embargo, existe la tecnología para operar en condiciones de demandas variables.

Pero hoy en día, los proyectos de cogeneración son económicamente viables en el país bajo ciertas

condiciones:

Proyectos relativamente grandes se ven beneficiados por economías de escala de la cogeneración.

Proyectos de mayor tamaño acceden a menores precios en los combustibles; o tener acceso a un

combustible o fuente de calor relativamente económica.

Los clientes libres pagan precios eléctricos más altos, o en provincias de poca densidad de

población, los precios regulados de electricidad son mayores.

Dado que aún no es clara ni justa la regulación para inyectar y comercializar electricidad

cogenerada a la red, hay proyectos de cogeneración que pueden limitarse sólo al

autoabastecimiento eléctrico.

No obstante, en el país hay numerosos establecimientos que cuentan con grupos electrógenos de capacidad

importante respecto a sus demandas eléctricas, algunos de los cuales tienen la capacidad de operar en

forma continua todo el año, constituyendo así una posibilidad de cogenerar invirtiendo capitales menores,

ya que la mayor inversión del proyecto es el equipo motriz, en estos casos, ya instalado.

Para que la cogeneración tenga un desarrollo importante en Chile, es necesario avanzar decididamente en

las mejoras que requiere la legislación eléctrica, la creación de mecanismos económicos que corrijan las

falencias de la economía de mercado respecto a la cogeneración (reconocimiento de su mayor eficiencia

energética) y también mejorar la legislación ambiental, especialmente en zonas latentes y saturadas en

calidad del aire, mediante el reconocimiento de la cogeneración como mecanismo natural de reducción y

compensación de emisiones.

14.7 OPCIONES COMERCIALES DE LA COGENERACIÓN


14-13

La cogeneración de electricidad, puede corresponder sólo a autoproducción, pueden haber excedentes de

electricidad inyectados a la red a nivel de distribución o subtransmisión y/o exportar excedentes a otros

usuarios. Respecto de la cogeneración de calor, la situación es similar: puede ser calor sólo para

autoabastecimiento o se pueden exportar excedentes de calor.

Bajo la legislación actual, la inyección a la red puede ser comercializada en el mercado spot o con empresas

distribuidoras o generadores. Respecto a la energía térmica cogenerada, actualmente no existe regulación

para comercializar excedentes de energía térmica.

Los detalles relacionados a los precios de la electricidad están sujetos a cumplir la legislación eléctrica

respectiva, tanto como autoproductor o como generador y se tratan en el capítulo del mercado eléctrico.

14.8 VERSATILIDAD DEL ABASTECIMIENTO ENERGÉTICO PAÍS CON COGENERACIÓN

Las tecnologías de turbina de gas y motor de combustión interna pueden operar con combustibles líquidos y

gaseosos, sean estos combustibles fósiles o renovables no convencionales y combustibles líquidos o

gaseosos producidos de la licuefacción o gasificación de combustibles sólidos, también fósiles o renovables.

Además, existe la tecnología para operar con dos o más combustibles y también con mezclas de

combustibles en ciertas proporciones.

Respecto a la tecnología de turbina de vapor, obviamente la caldera respectiva es aún más versátil que las

tecnologías anteriores en cuanto a combustibles posibles de quemar en la caldera: desde combustibles

gaseosos hasta sólidos de prácticamente cualquier tipo, ya que las tecnologías de combustión para calderas

son muy variadas.

No obstante, no deben subestimarse las precauciones debidas para que la operación con cualquiera de los

combustibles seleccionados se lleve a cabo de manera eficiente, especialmente desde el momento en que

comienza el uso de otro combustible.

Esta característica de versatilidad de la cogeneración determina que sea una tecnología muy conveniente

para mejorar el abastecimiento energético del país ante situaciones de escases o alza de precio en alguna

fuente de energía combustible. Por otro lado, su característica de generación distribuida hace de la

cogeneración una muy buena opción para mejorar la seguridad del abastecimiento eléctrico del país, el cual

ha sido vulnerable en varias ocasiones.

14.9 EJEMPLO DE COGENERACIÓN INDUSTRIAL

Descripción del caso

Una empresa visionaria ubicada en un barrio industrial desea evaluar un proyecto de cogeneración para su

autoabastecimiento energético (calor y electricidad) y suministrar calor y electricidad a las plantas vecinas.

El empresario sabe que la regulación eléctrica aún no es clara en este aspecto, pero tiene fe en que se

generarán las condiciones para esto en pocos años.

Esta planta cuenta con suministro de gas natural y cuenta con grandes estanques de petróleo Diesel, lo cual

favorece el abastecimiento de combustible del proyecto de cogeneración y le permite además asegurar

suministro a sus eventuales compradores de calor y electricidad.


14-14

Para lograr economías de escala en las inversiones, el industrial desea cogenerar todo lo que pueda con el

volumen de combustible del cual dispone: 3.500 m3/semana de Diesel y 500.000 m

3/día de GN. Así

también podrá acceder a menores precios en estos combustibles.

Aún no conoce las demandas de vapor y electricidad de sus vecinos, las cuales sin duda son muy variables en

el día y en el año, aunque al sumarlas todas, tal vez resulte una demanda total más pareja; también

presupone que las demandas térmicas cubren un amplio espectro de temperaturas, dada la diversidad de

rubros industriales que lo rodean.

El empresario piensa dimensionar tres proyectos a nivel de perfil para comenzar con los estudios de pre-

factibilidad de las distintas opciones, cada uno con una tecnología distinta, ya que al desconocer los perfiles

de las demandas a cubrir y sus características no es posible saber a priori cuál es la tecnología técnicamente

más conveniente. Obviamente todas las tecnologías se cotizarán duales diesel/gas natural. Las tecnologías

son:

Motores de combustión interna

Turbina de gas

Turbina de vapor a condensación con extracción

Dimensionamiento de la capacidad de cada opción de cogeneración

En primera instancia, para simplificar los cálculos, supondrá que los equipos operaran a carga nominal todo

el año (máxima carga en operación continua). Los datos para los combustibles son:

Tabla 14.1: Datos combustibles para cogeneración

Ítem Diesel Gas natural

densidad 850 Kg/m3 0,75 Kg/ m

3

PCI 10.165 Kcal/kg 8.400 Kcal/ m

3

8.640 Kcal/lt 11.200 Kcal/kg

Volumen máximo 3.500 m3/sem 500.000 m

3/día

Potencia combustible 209.308 KWt 203.488 KWt


La potencia térmica calculada en la tabla anterior considera usar todo el volumen de combustible durante

los 7 días de la semana las 24 horas del día.

En la tabla siguiente se presenta el balance de energía que tiene comúnmente cada una de estas tecnologías

y la eficiencia del tipo de caldera asociada a la tecnología (caldera recuperadora para el motor y turbina de

gas y caldera de alta presión de vapor sobrecalentado para la turbina de vapor):

Tabla 14.2: Balance de energía estimado de tecnologías de cogeneración

Balance energía MCI TG TVcond_ext

Eficiencia caldera (*)

75% 80% 85%

Calor gases de combustión 29% 59% 0%

Vapor a proceso 22% 47% 60%


14-15

Electricidad 40% 35% 20%

Calor refrigeración 25% 0% 0%

Pérdidas no aprovechables 6% 6% 20%

Total 100% 100% 100%

(*) Corresponde a la eficiencia de la caldera recuperadora de calor generadora de vapor (HRSG en inglés) del motor de

combustión interna y de la turbina de gas.


El vapor de proceso, en el caso del motor y turbina de gas se obtiene multiplicando el calor en los gases por

la eficiencia de la caldera recuperadora. El vapor de proceso de la turbina de vapor deriva del balance de

energía de esa tecnología.

Con los datos del cuadro anterior, se calcula la generación de calor útil y electricidad de cada tecnología

considerando una potencia combustible disponible de 200.000 KWt, multiplicando este valor por el ítem

respectivo del balance de energía anterior.

Tabla 14.3: Cogeneración de electricidad y calor por tecnología

Generación Unidad MCI TG TVce

Consumo combustible KW 200.000 200.000 200.000

Electricidad KW 80.000 70.000 40.000

Vapor a proceso KW 43.500 94.400 120.000

Calor bajo 100ºC KW 50.000 0 0

Total cogeneración KW 173.500 164.400 160.000

Eficiencia global % 86,8% 82,2% 80,0%

Vapor cogenerado Ton/h 74,8 162,4 206,4


El vapor generado se calculó suponiendo una entalpía de 500 Kcal/kg (2.093 KJ/kg) para el vapor de proceso.

Análisis de resultados

La tabla anterior evidencia los distintos atributos de cada tecnología:

Respecto a la tecnología con motor de combustión interna, tal vez se requieran 4 motores de 20

MWe cada uno por restricciones de tamaño de la tecnología; figura como la opción más eficiente,

pero ello presupone aprovechar todo el calor de los circuitos de refrigeración y ello no es siempre

posible

La turbina a gas podría ser única o tal vez 2, según las ofertas técnicas y económicas que surjan,

considerando que las turbinas de gas de mayor tamaño son más eficientes, pero 2 pueden dar

mayor flexibilidad en la operación;


14-16

Respecto a la turbina de vapor, la cantidad de unidades dependerá más bien de las extracciones de

vapor que se requieran para cubrir todas las demandas de vapor de proceso, tal vez con distintos

niveles de presión y de las extracciones de vapor posibles de hacer en la turbina, respectivamente.

Dado que la turbina de vapor genera bastante menos electricidad que las otras tecnologías, si las

modificaciones a la regulación eléctrica no cambian, tal vez convenga limitar esta tecnología para

autoabastecimiento eléctrico y sólo comercializar vapor a las industrias vecinas. En tal caso, tal vez

convenga pensar en turbina de vapor a condensación con extracciones para vapor de procesos,

dado que esta tecnología es mucho más versátil en cuando a cogenerar más o menos vapor de

proceso y electricidad.

Además de esto, una vez conocidas las demandas de vapor será necesario analizar sus fluctuaciones

horarias, dado que estas tecnologías son muy distintas en cuanto a eficiencias a carga parcial y carga

variable, con distintas velocidades de respuesta e inercia, todo lo cual definirá la mejor opción técnica y

económica para este proyecto innovador y pionero en Chile


1) ¿Qué opción puede clasificar como cogeneración?

a. La generación simultánea de energía mecánica y frío

b. La generación simultánea de electricidad para consumo propio y para inyección a la red

c. La generación en paralelo de un pequeño generador con un generador de la red

2) ¿Por qué se podría decir que un sistema de cogeneración con una turbina de vapor a contrapresión con

una expansión de vapor de 80% de eficiencia tiene menor eficiencia eléctrica que una turbina de gas de

35% de eficiencia?


[1] Programa de Estudios e Investigaciones en Energía (PRIEN), Estudio para el desarrollo de la

cogeneración en Chile, desarrollado para el Programa País de Eficiencia Energética (2010)




14-17

SECCIÓN D. IMPLEMENTACIÓN DE

PROYECTOS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA

Y GESTIÓN ENERGÉTICA

15-1

15. OPCIONES DE FINANCIAMIENTO PARA PROYECTOS DE EFICIENCIA ENENERGÉTICA

La financiación para el proyecto esta menudo fuera del control del director del proyecto. Sin embargo, es

importante entender los principios detrás de la provisión de fondos escasos.

Al considerar un nuevo proyecto, debe tenerse en cuenta que otros departamentos de la empresa estarán

compitiendo por el capital para sus proyectos. Sin embargo, también es importante dar cuenta que la

eficiencia energética es una consideración importante en todo tipo de proyectos, como proyectos

destinados a mejorar la eficiencia energética y proyectos en los que la eficiencia energética no es el objetivo

principal, pero aún juega un papel vital.

Las fuentes internas de financiamiento son:

Provisión de efectivo directo de las reservas de la compañía

Desde los ingresos presupuestados (en caso de amortización es de menos de un año)

Nuevo capital social

Las fuentes externas de fondos incluyen:

Los préstamos del Banco

Arrendamiento de acuerdo

El pago por el ahorro, es decir un acuerdo arreglado con proveedor de equipos

Contratos de energía con compañías que prestan servicios

Iniciativa de Financiamiento Privada

Otra opción financiera que puede ser utilizada para financiar equipos

energéticamente eficientes es el leasing, opción que a veces es preferida debido a las

ventajas tributarias que conlleva.

La disponibilidad de fondos externos depende de la naturaleza de su organización. Los cargos por

financiamiento sobre el dinero prestado tendrán una influencia sobre la validez de su proyecto.

La correcta gestión de los contratos es fundamental para la implementación exitosa del proyecto. En este

contexto, el procedimiento que a realizarse debe considerar:

La competencia y la capacidad de todos los contratistas debe estar garantizada. Un eslabón débil

puede afectar el cumplimiento oportuno del contrato.

La disciplina adecuada debe ser aplicada entre los contratistas y proveedores al insistir en que

deben desarrollar los recursos realistas y detallados y planes de tiempo que se pongan en venta con

el plan del proyecto.

Las sanciones pueden ser impuestas por incumplimiento de las obligaciones contractuales. Del

mismo modo, los incentivos se pueden ofrecer para un buen rendimiento.

La ayuda debe extenderse a los contratistas y proveedores cuando tienen problemas reales.

Las autoridades del proyecto deben mantener su independencia fuera de los contratos (parcial o

totalmente) o en otras partes, donde se prevén retrasos.

15.1 CONTRATOS CON ESCOS


15-2

Las Empresas de Servicios Energéticos o ESCOs (Energy Services Companies), son empresas que están

orientadas a mejorar la forma en que se utiliza la energía. Una ESCO ofrece implementar soluciones de

eficiencia energética en todo el espectro de proyectos, facilitando el acceso al financiamiento para su

ejecución.

Los Contratos por Desempeño, son instrumentos legales que especifican las condiciones para el desarrollo

de proyectos de eficiencia energética, de manera tal que las inversiones realizadas puedan recuperarse a

través de los ahorros económicos generados. En él se detallan:

La línea base o consumo de referencia de las instalaciones.

Las mejoras y las medidas para conseguir los ahorros de energía.

La garantía de los ahorros de energía.

El procedimiento de medición y verificación de ahorros.

El periodo de recuperación de la inversión.

Plan financiero, el plan puede contemplar las siguientes posibilidades

o Ahorros compartidos. La Inversión asociada al proyecto de Eficiencia Energética es

asumido completamente por la ESCO

o Inversión compartida entre el cliente y la ESCO

o Ahorros garantizados. La inversión asociada al Proyecto de Eficiencia Energética es

asumido completamente por el Cliente.

o Modo de financiamiento por terceros

Entre los beneficios de optar por un contrato ESCO se tiene

Nuevos negocios. El cliente identifica nuevas oportunidades de negocios dentro de su empresa.

Baja inversión inicial del cliente. La ESCO o el agente financiero aporta los recursos necesarios y la

inversión se recupera con los ahorros generados por los proyectos de ahorro de energía.

Garantía de resultados. Los pagos se relacionan directamente con los resultados medidos que se

obtienen del proyecto de EE implementado.

Ahorros energéticos y económicos de largo plazo. Los ahorros se mantienen aún después del

período de contratación.

El cliente se enfoca en su negocio, sin tener que preocuparse más que por brindar las condiciones

mínimas para el desarrollo del proyecto.

Transfiere riesgos técnicos y financieros a la ESCO, ya que su rentabilidad está directamente

asociada al éxito del proyecto.

Optimización de proyectos técnicos, porque la ESCO tiene una visión orientada a la eficiencia.

Es clave en el caso de tener un proyecto tipo ESCO tener claridad respecto a las etapas en el desarrollo del

proyecto. Antes de la realización del proyecto, Aún no se han realizado inversiones y, por lo tanto, no se ha

aprovechado el potencial de ahorros energéticos y económicos. En el período de duración del contrato

(típicamente 3 a 5 años) y una vez realizado el proyecto, y durante un tiempo menor a la vida útil del mismo,

los ahorros son compartidos entre el usuario y la ESCO, para la recuperación de su inversión. Después del

período de contrato. Los equipos son ya propiedad del usuario de energía (contrato de compra-venta ) y

todos los ahorros generados son en beneficio del usuario de energía, quien se responsabiliza de la operación

y mantenimiento; ya no existe relación contractual.


15-3

En la siguiente gráfica se muestra esquemáticamente la manera en que se comparten los ahorros

económicos generados por los proyectos ESCO, considerando las tres etapas mencionadas.

Figura 15.1 Distribución de ahorros en proyectos ESCO

Las opciones que tiene una industria para financiar las medidas de son:

Financiamiento con recursos propios

Financiamiento por parte de una ESCO

Crédito de una institución financiera que ofrece líneas especiales para inversiones en EE

Leasing para equipos

Líneas de crédito orientadas a inversiones tecnológicas que pueden ser utilizadas para financiar

medidas de EE.

Las líneas de crédito especiales para proyectos de EE son financiamientos otorgados en condiciones

preferenciales para proyectos de EE que son consecuencia de una auditoría energética.

Las ESCOs suministran el servicio completo para un proyecto de EE, el cual puede incluir el financiamiento;

su remuneración proviene de los ahorros de energía que resultan del proyecto.

16-1

16. EVALUACIÓN Y SEGUIMIENTO DE UN PROYECTO DE EE

16.1 EVALUACIÓN Y SEGUIMIENTO DE UN PROYECTO DE EE

La implementación de un proyecto corre grandes riesgos si no se segura que haya un proceso de evaluación

y seguimiento del proyecto, a través del cual puedan verificarse los ahorros reales logrados y controlar los

elementos críticos que pueden ser causa de la falla de un proyecto. Pese a su importancia es un área que

muchas veces se deja de lado, principalmente por razones de tiempo, financiamiento y por la complejidad

que puede significar la realización de proyecciones al inicio del proyecto y los riesgos de compararlos con

datos reales.

Algunas consideraciones importantes a tomar al momento de medir y verificar un proyecto

Reunir los fondos para realizar monitoreo considerando los sistemas de comunicación necesarios.

El detalle de esta información debe ser incluida claramente en la presentación del proyecto, ya que

demostrará el grado de rigurosidad con que se quiere abordar el proyecto.

Revisar el perfil de consumo obtenido en base a las predicciones realizadas a inicios del proyecto.

Asegurar de que las principales partes interesadas conozcan del éxito del proyecto.

Incluir estadísticas importantes, ahorros en energía y disminución de costos, así como cualquier

otro beneficio para la institución. Dar crédito a aquellos que ayudaron a la implementación del

proyecto.

Ser diligente en la evaluación del proyecto, y nunca promover algo de lo que no se esté seguro.

Nunca realizar exageraciones en cuanto a lo que no puede hacerse.

Dejar margen para poder entregar más de lo prometido (valor agregado)

Después de terminar el proyecto, documentar el logro en un breve reporte o caso de estudio, el

cual debe ser distribuido posteriormente entre los interesados e inversionistas. De ser posible,

considerar la inclusión del personal del área comunicaciones y/o relaciones públicas para ayudar

con la tarea.

Presentar y/o publicar la experiencia a gerentes, encargados de sección y trabajadores en general.

Enviar la información a inversionistas externos utilizando los informes propios de la empresa. Debe

asegurarse que se conozca lo logrado.

Mantener registro de lo realizado

Una vez que el proyecto ha terminado, debe evaluarse su rendimiento en forma periódica utilizando como

base los datos proyectados inicialmente y considerar los comentarios recibidos para el proyecto, esto ayuda

a conocer que tan acertadas fueron las suposiciones en que se incurrieron al inicio del proyecto. Además

provee un registro real que sirve de apoyo para la toma de decisiones en el futuro, sugiere acciones

correctivas que pueden utilizarse en el actual nivel de desempeño, ayuda a descubrir sesgos no asociados a

temas técnicos y presenta un grado de cautela deseable entre los patrocinadores del proyecto

Se deben presentar los beneficios usando indicadores de desempeño (usualmente utilizados para la

medición de rendimientos y procesos de reporte). Estos indicadores están disponibles para una amplia gama

de industrias, y permiten la medición del desempeño energético en procesos, información que después

puede ser analizada y evaluada.


16-2

Dependiendo de la naturaleza del proyecto, los ahorros pueden ser determinados usando cálculos

ingenieriles, o mediante la medición y monitoreo, análisis de costos eléctricos, o simulaciones.

16.2 PROTOCOLO DE MEDICIÓN Y VERIFICACIÓN

El IPMVP presenta un marco de trabajo y cuatro opciones de Medida y Verificación para la elaboración de

un informe de ahorros de un proyecto transparente, fiable y coherente.

Corresponde a una guía (no es norma) que describe las prácticas más comunes relacionadas con la medida,

el cálculo y la elaboración de los informes demostrativos de ahorros, derivados de los diferentes proyectos

de eficiencia energética, en las instalaciones del usuario final.

Incluyen el análisis de las instalaciones, la medición de la energía o la cantidad de agua, la monitorización de

variables independientes, el cálculo y la elaboración de informes.

Las opciones metodológicas que presenta en IPMVP se señalan a continuación

Opción A: Verificación Aislada de la MMEE: medición del parámetro clave

Descripción:

El ahorro se determina midiendo en la instalación el parámetro clave que determina el consumo de energía

del sistema.

La medición se realiza de forma continua o puntual, respecto a la variación que se espere del parámetro a

medir y de la duración del periodo demostrativo de ahorro.

Los parámetros que no han sido seleccionados para ser medido en la instalación deben estimarse.

¿Cómo se determina el ahorro?

Cálculo, por parte de la ingeniería, de la energía de referencia y de la energía del periodo demostrativo de

ahorro a partir de:

Lecturas continuas o puntuales del parámetro clave operativo.

Valores estimados.

Será necesario aplicar ajustes rutinarios y ajustes no-rutinarios como correspondan.

Aplicaciones comunes

Una MMEE en iluminación donde la potencia es el parámetro clave que se mide de forma periódica. Se

estimarán las horas de funcionamiento de los puntos de luz según los horarios del edificio y el

comportamiento de sus ocupantes.

Opción B: Verificación aislada de la MMEE: medición de todos los parámetros

Descripción:


16-3

El ahorro se determina midiendo en la instalación el consumo de energía del sistema en el que se ha

implementado la MMEE.

La medición se realiza de forma continua o puntual, en función de la variación esperada del ahorro y la

duración del periodo demostrativo de ahorro.


Mediciones continuas o puntuales de la energía del periodo de referencia y de la energía del periodo

demostrativo de ahorro; y/o cálculos que utilicen patrones de consumo.

Será necesario aplicar ajustes rutinarios y ajustes no-rutinarios como correspondan.


Instalación de un variador de frecuencia en un motor para regular el caudal de la bomba. Medir la potencia

(kW) con un equipo de medida instalado en el propio motor que toma la lectura de la potencia cada minuto.

En el periodo de referencia se instala el equipo de medida durante una semana para verificar la carga de

trabajo del motor. El equipo de medida sigue instalado durante el periodo demostrativo de ahorro para

hacer un seguimiento de la variación de la potencia de la bomba.

Opción C: Verificación de toda la Instalación

Descripción:

El ahorro se determina midiendo el consumo de energía de toda la instalación, o de una parte de ella. La

medición de todo el consumo de energía de la instalación se realiza de forma continua durante el periodo

demostrativo de ahorro.


Análisis de toda la información de los equipos de medida de la empresa de suministro durante todo el

periodo de referencia y todo el periodo demostrativo de ahorro.

Ajustes rutinarios según sean necesarios utilizando comparaciones simples y análisis de regresión. Serán

necesarios aplicar Ajustes no-rutinarios según sean convenientes.


Proyectos de eficiencia en los que las MMEE implementadas afecten a varios equipos de la instalación.

Medición del consumo con equipos de medida de energía eléctrica, de combustibles y agua durante un

periodo de referencia de doce meses y durante el periodo demostrativo de ahorro.

Opción D: Simulación Calibrada

Descripción:

El ahorro se determina simulando el consumo de energía de toda la instalación, o de una parte de ella.

La simulación tiene que ser capaz de modelar el rendimiento energético actual de la instalación. Esta opción

suele requerir habilidades especiales para realizar simulaciones calibradas.


16-4


La simulación del consumo de energía calibrado con la información de las facturas de suministro, horarias o

mensuales. (La lectura del consumo en un equipo puede servir para mejorar los datos de entrada.)


Proyectos de eficiencia donde las MMEE implementadas afecten a varios equipos de la instalación y no

existen equipos de medida en el periodo de referencia.

Después de la instalación de los equipos de medida de energía eléctrica y de combustibles se utilizan sus

lecturas para calibrar la simulación.

El consumo de energía de referencia, que se ha determinado con la simulación calibrada, es comparado con

la simulación del consumo de la energía durante el periodo demostrativo de ahorro.

Las opciones más adecuadas para los casos más comunes se presentan en la siguiente tabla:

Medición y Verificación: Opciones más adecuadas

Características del Proyecto de Implantación de las MMEE

A B C D

Hay que evaluar cada una de las MMEE de forma independiente X

Sólo se necesita evaluar el rendimiento de toda la instalación X

El ahorro estimado está por debajo del 10% respecto del consumo del equipo de medida de la empresa de Suministro

X X

Hay varias MMEE implementadas X X

No está claro cuál es el significado de algunas variables que influyen sobre la energía X X X

Los efectos cruzados de las MMEE son significativos y no se pueden medir X X

Se esperan muchos cambios dentro del límite de medida X

Hay que evaluar el rendimiento en un periodo de tiempo largo X

No se disponen de datos de referencia X

Hay que preparar los informes para que sean entendidos por personas que no tienen formación Técnica

X X X

Habilidades sobre medida X X

Habilidades sobre simulación por computadora X

Se posee experiencia en la lectura de las facturas de la empresa de suministro y en realizar análisis de Regresión

X

16.3 DETERMINACIÓN DE AHORROS

Los ahorros energéticos son determinados al comparar el uso energético antes y después de la instalación o

puesta en marcha de las medidas de ahorro energético. Al momento de determinar los ahorros se debe

tener clara:

La determinación correcta de los ahorros considera aquellos cambios o ajustes que puedan afectar el

consumo energético, pero que no son causados por medidas de ahorro. Tales como


16-5

Capacidad de operación

calidad de la materia prima

mix de producción

cualquier otro parámetro que altere la curva entre la línea base y el caso alto desempeño.

El método consiste en tomar la energía de referencia, para un período conocido de consumo energética y

ajustarla para un escenario sin implementación de la medida de eficiencia energética. Esta proyección será

comparada con los resultados de las mediciones tomadas en el período demostrativo de ahorro.

Los ahorros estarán definidos por la relación

𝐴𝑕𝑜𝑟𝑟𝑜 = 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔é𝑡𝑖𝑐𝑜 𝑙í𝑛𝑒𝑎 𝑏𝑎𝑠𝑒 − (𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔é𝑡𝑖𝑐𝑜 𝑎𝑙𝑡𝑜 𝑑𝑒𝑠𝑒𝑚𝑝𝑒ñ𝑜)

La siguiente figura sintetiza la metodología.

Figura 16.1 Comparación de consumos de energía para un proyecto de gestión de energía

16.3.1 MÉTODO CUSUM

El método de la suma acumulada (CUSUM, de sus siglas en inglés) representa la diferencia entre la línea

base y el consumo actual. Esta técnica no sólo entrega una línea de tendencia, sino que calcula los

ahorro/pérdidas a la fecha, y presenta los cambios en el desempeño.

Un gráfico típico de suma acumulada presenta una tendencia, y muestra las fluctuaciones del consumo

energético.

Debe oscilar en torno a cero (estándar o consumo esperado). Esta tendencia debería continuar hasta que

algo altere el patrón de consumo, entre estas alteraciones cuentan las medidas de ahorro energético, o por

el contrario, aquellas situaciones que empeoran el desempeño energético (mal control de procesos, baja

mantención).


16-6

Figura 16.2 Gráfico típico del método CUSUM

El gráfico muestra la situación actual del desempeño energético de una empresa. La línea base está

calculada en base a los datos para el año anterior (1999).

Del gráfico es posible analizar que el desempeño es mejor que el esperado en los dos primeros meses del

año, hasta abril que presenta un alza, disminuyendo nuevamente en los meses posteriores. Desde julio en

adelante, se presentan una disminución en el desempeño, a medida que la curva presenta una tendencia

alcista.

Cuando se analiza un gráfico CUSUM

los cambios de dirección en la línea indican eventos que tienen relevancia para el patrón de

consumo energético

Se requiere conocer in-situ el proceso para interpretar de mejor forma el comportamiento de la

curva

En el ejemplo anterior, se tiene conocimiento que no se consideraron cambios en el sistema

energético, mientras que los cambios en el desempeño energético son atribuibles a mal control de

procesos y mala mantención.


[1] Protocolo Internacional de Medida y Verificación: Conceptos y Opciones para Determinar el Ahorro

de Energía y Agua. Volumen 1. EVO (2010).

[2] International Performance Measurement & Verification Protocol: Concepts and Pactice for

Determining Energy Saving in Renewable Energy Technologies Applications. Vol III. EVO (2003)

[3] International Performance Measurement & Verification Protocol: Core Concepts. EVO (2014)

17-1

17. MEJORA CONTÍNUA Y SISTEMAS DE GESTIÓN DE LA ENERGÍA

Los diagnósticos son una fotografía del momento que pueden llevar a mejoras puntuales, pero no implican

necesariamente una mejora continua en el tiempo. Para mejorar de manera continua es imprescindible un

sistema de gestión que comprometa a toda la organización y que cuente con objetivos acordes a una política

clara.

Se pueden distinguir las siguientes etapas en el proceso de evolución desde los diagnósticos de energía a la

implementación de un sistema de gestión de la energía:

1. Generalmente las empresas viven una etapa inicial en que se desarrollan iniciativas de eficiencia

energética aisladas.

2. Se involucra sólo una parte de la organización.

3. Se desarrolla un programa de eficiencia energética (alto escepticismo).

4. Lentamente se incorpora el concepto de eficiencia energética en el quehacer diario de la empresa,

se comienza a involucrar a toda la organización.

5. Aumenta la cantidad de iniciativas de eficiencia energética, pero sin coordinación entre áreas => no

necesariamente se cumple con los objetivos comunes definidos por la dirección.

6. Se nombra un encargado de los temas energéticos o se crea un comité transversal de eficiencia

energética, se aúnan criterios y objetivos.

7. Se establece una política energética, se da sustento a los objetivos que se quieran plantear

8. Se inicia la implementación formal de un sistema de gestión de energía.

Un SGE busca aunar y sistematizar los esfuerzos de la organización para mejorar su gestión energética por

medio de la mejora continua. La norma ISO 50001 guía y certifica la correcta implementación de un sistema

de gestión de la energía, la norma permite estandarizar procedimientos y procesos de un SGE para hacerlo

reconocible y auditable a nivel mundial.

La siguiente figura muestra los principales pasos en la implementación de un SGE basado en la norma ISO

50001


17-2

Figura 17.1 Pasos de implementación de un SGE

En los capítulos siguientes se describen las 4 principales fases para la correcta implementación de un SGE o

ISO 50001. Para un análisis más profundo de este punto se recomienda consultar la “Guía de

Implementación Sistema de gestión de la energía basado en ISO 50001” elaborada por la AChEE.

17.1 ANÁLISIS DE BRECHAS

Identifica elementos previamente desarrollados por la organización que facilitan la implementación del

SGE. Tiene dos actividades principales:

Levantamiento y análisis de documentos.

Reunión con encargados de gestión de energía.

En el levantamiento y análisis de documentos se espera recabar información de funcionamiento de

procesos, flujogramas organizacionales, estado actual de gestión de energía y otros sistemas de gestión

implementados.

Algunos documentos que pudieran recolectarse son:

Estructura de la organización

Diagramas de flujos o layouts de los procesos operacionales

Procedimientos y registros de otros sistemas de gestión implementados

Procedimientos disponibles para la gestión de la energía

Política energética de la organización

Metas actuales de reducción de consumo de energía

Procedimientos de evaluación técnico-económica de proyectos nuevos

Política energética

Planificación energética

Implementación y operación

Verificación

Seguimiento, Medición y análisis

No conformidad, Corrección, Acción correctiva y Acción

preventiva

Auditorías internas del SGE

Revisión por la dirección

Mejora continua


17-3

Entidades externas a quienes se comunica el consumo energético y ejemplos de informes

entregados

Otros procedimientos operacionales

En el caso de las reuniones con encargados de gestión de energía, estas deben realizarse con personal

relacionado con gestión de energía: equipos de operación, planificación, proyectos, finanzas,

medioambiente, compras, etc.

A través de estas se puede complementar la actividad anterior y sensibilizar respecto a elementos del futuro

SGE tales como:

Política energética de la organización

Organización para la gestión de la energía

Procedimiento de seguimiento de consumo de la energía (medición, registro, control, reportes)

Determinación de objetivos, metas, y plan de acción

Comunicación externa del desempeño energético

Registro y documentación

Criterios de compras, adquisiciones, y desarrollo de nuevos proyectos

Plan de sensibilización y capacitación

Como resultado de estos dos procesos se espera tener un listado documentado de brechas que la

organización debe subsanar para poder implementar el SGE. Se debe tener claro que las brechas deben

estar relacionadas al requerimiento del SGE (ISO 50.001) que afecta.

A continuación se presentan dos ejemplos de pauta que pueden servir de guía para identificar las brechas.

La primera pauta se basa en los requerimientos de la ISO 50.001, en la que se identifican brechas, asignando

responsable y plazos para su superación. La segunda es una guía para la revisión de seis aspectos que

permiten efectuar un diagnóstico cualitativo del nivel de gestión energética existente en una organización e

identificar las brechas donde es posible intervenir para mejorar.


17-4

Figura 17.2 Pauta para la identificación de brechas según los requerimientos de la ISO50.001

Nivel Políticas y procedimientos Organización Motivación Sistemas de información Preocupación Inversión

4 Política y sistema de gestión de energía y medioambiente explícitos, parte de la estrategia corporativa. Planes de acción y revisión periódica. Compromiso de la gerencia.

Encargado de gestión de energía y medioambiente integrado a la estructura organizacional. Clara delegación de responsabilidades por el uso de la energía

Canales de comunicación formales e informales son regularmente usados por el encargado de energía y medio ambiente, actuando a todos los niveles

Completo sistema de metas, control de consumo de materiales y energía, desechos y emisiones; identificación de fallas; cuantificación de costos y ahorros; control de presupuesto

Difusión del valor de la EE y ahorro de recursos, así como el grado de ejecución del programa de gestión de energía

Programa de discriminación positiva en favor del ahorro de energía. Evaluación detallada de toda oportunidad de mejora.

3 Política de energía y medioambiente explícitos, pero no así un sistema de gestión formal. Sin compromiso activo de la gerencia.

Encargado de gestión de energía y medioambiente auditado por un comité de energía, presidido por un miembro de la dirección

comité de EE y MA usado como principal canal en conjunto con contacto directo con los mayores usuarios

Monitoreo e informe de metas por área basado en mediciones y controles, pero los ahorros no son informados efectivamente a los usuarios

Plan de acción para lograr personal preocupado y entrenado

Criterios de retorno de la inversión similares a otras inversiones. Rápida evaluación de oportunidades de mejora.

2 Política de energía y medioambiente informal fijada por un encargado de energía y medioambiente.

Encargado de gestión de energía y medioambiente reportando a un comité ad hoc, gestión paralela con autoridad poco clara

contacto con los mayores usuarios a través de un comité presidido por un jefe de área

Informe de seguimiento y avance de metas basado en mediciones de consumo y facturas. EMA staff tiene involucramiento específico en definir el presupuesto

Algún personal ad-hoc preocupado y entrenado

Inversiones basadas principalmente en una rápida recuperación de la inversión

1 Directrices no escritas Encargado de gestión de energía y medioambiente es part time o alguien con limitada influencia o autoridad

Contactos informales entre ingeniería y pocos usuarios

Reporte de costo basado en facturas. Se generan informes para uso interno entre los departamentos técnicos

Contactos informales usados para la promoción de la EE y la conservación de recursos

Sólo se toman medidas de bajo costo

0 Sin política formal Sin encargado de gestión de energía o sin delegación formal de responsabilidades por el uso de la energía

Sin contacto con usuarios

sin sistema de información. Sin contabilidad de consumo y perdida de materiales y energía

Sin promoción de la EE y la conservación de recursos

Sin inversiones para mejorar la EE y MA

Figura 17.3 Pauta para la identificación de brechas en los aspectos relevantes de la gestión de la energía


17-5

17.2 COMPROMISO DE LA ALTA GERENCIA

Lo primero que la organización debe asegurar para comenzar a implementar un SGE es el compromiso de la

alta gerencia es:

Definir alcances y límites del SGE.

Otorgar los medios necesarios y generar los incentivos adecuados.

Difundir la importancia de un SGE, los beneficios que éste traería, y los roles de las personas de la

organización.

El representante de la alta gerencia debe tener la capacidad de influir en el funcionamiento y crear un

equipo para la gestión de la energía en las siguientes áreas:

Operacional y mantenimiento

Legal

Capacitación/recursos humanos

Comunicación/marketing

Ingeniería/proyectos

Compras/abastecimiento

Un ejemplo de diagrama organizacional para el equipo de gestión energética se presenta en la siguiente

figura


17-6

Figura 17.4 Diagrama organizacional para el equipo de gestión de la energía

Durante la implementación el encargado y su equipo deben operar como facilitadores de los

implementadores.

No es recomendable que sean la única contraparte, pues los implementadores deben tener acceso a todos

los miembros de la organización

Una vez formado el equipo debe generarse una política energética que sea una declaración de intenciones

de la organización para lograr una mejora en su desempeño energético que respalde cualquier acción que se

tome en pos de mejorar el desempeño energético de la organización y permita alinear a toda la organización

hacia objetivos y metas comunes. No debe ser un texto largo ni demasiado complejo, de modo que haga

sentido a cualquier miembro de la organización.

17.3 REQUERIMIENTOS MEDULARES

Los requerimientos medulares corresponden a los requerimientos fundamentales para la implementación

de un SGE, tales como:

Planificación energética.

Control Operacional.

Seguimiento medición y análisis.

Diseño de proyectos y procesos de adquisición de servicios de energía, productos, equipos y

energía.

La planificación energética busca generar una estructura de trabajo para concretar un Plan de Acción,

tendiente a cumplir los objetivos y metas de la organización. Debe considerar:

Requisitos legales. Comunes a otros sistemas de gestión, para reconocerlos deben identificarse

fuentes oficiales de información legal aplicable y analizar el marco legal vigente en materia

energética, a nivel de su uso, con y eficiencia. Se deben documentar los requisitos encontrados y

diseñar e implementar metodologías para asegurar cumplimiento de los requisitos.

Revisión energética. Se debe caracterizar energéticamente la organización, identificando y

analizando los principales usos energéticos, el desempeño energético de su consumo y las variables

que lo afectan, considerando el siguiente detalle:

o Análisis de usos y consumos energéticos: identificar y priorizar las fuentes energéticas

utilizadas.

o Identificación de usos significativos de energía: identificar y priorizar los principales

consumos de energía.

o Oportunidades de mejora: identificar, priorizar y registrar las oportunidades de mejora en

las fuentes de energía y usos más relevantes.

Línea base. A partir de la información anterior se debe realizar una línea base que permita

determinar el estado actual de la organización en cuanto a consumo energético y proyectar el


17-7

consumo energético en una situación sin SGE la cual debe ser actualizada cuando existan cambios

mayores en los procesos productivos.

Objetivos, metas y plan de acción. Se deben fijar objetivos y metas documentados acorde a la

política para alinear los esfuerzos de la organización. Además estos deben ser medibles y

considerar lo detectado en la Revisión Energética. Los objetivos y metas permitirán establecer un

plan de acción que señale las actividades, indicadores, responsables y plazos que permiten alcanzar

los objetivos y metas planteados.

Indicadores de desempeño energético (IDE). Son valores cuantitativos basados en datos de

consumo, producción y/o monetarios que permiten evaluar el desempeño energético en el tiempo.

Existen IDE generales útiles para la alta dirección o las áreas administrativas. Analizar de manera

correcta los indicadores no es trivial: se recomienda realizar regresiones para establecer el valor

normal esperado de los indicadores en función de las variables independientes. Los indicadores

más importantes son los asociados a la operación y son específicos de procesos, algunos ejemplos

para diversos rubros se presentan en la siguiente tabla:

Rubro Fuente de energía Resultado Indicador

Transporte Litros de diesel km recorrido km/l

Retail Electricidad m

2 superficie kWh/m

2

Electricidad N° de ocupantes kWh/ocupante

Manufactura Electricidad ton producción kWh/ton

Energía Gas Natural MWh producidos Mcal/MWh

Además entre los requisitos medulares se encuentra el control operacional, el que permite definir criterios

de operación de la organización que operen en el marco del SGE manteniendo la mejora continua que a su

vez permite identificar operaciones relacionadas con usos más relevantes de energía y desarrollar

instructivos de trabajo para cada operación identificada, tales como:

Criterios de operación.

Variables relevantes al consumo energético.

Parámetros de control.

Métodos de control y registro.

Sistemas de monitoreo.

Es clave al establecer los requisitos determinar las necesidades de seguimiento, medición y análisis, lo que

permite realizar evaluación de lo realizado por la organización en materia de mejora del desempeño

energético. Algunos aspectos mínimos que se deben seguir, medir y analizar:

Usos significativos de energía (revisión energética).

Variables relevantes a los usos significativos.

Indicadores de desempeño establecidos.

Planes de acción, eficacia para lograr objetivos y metas.

Como resultado se obtienen lineamientos de acciones para remediar desviaciones detectadas en el

desempeño del SGE.

Finalmente se debe dar especial cuidado al diseño de proyectos y procesos de adquisición de servicios de

energía, productos equipos; esto mediante la definición de criterios de eficiencia energética para los nuevos

proyectos de la organización. Esto requerirá que se identifiquen las operaciones asociadas a usos


17-8

significativos (revisión energética), que se coordinen con área de proyectos los pasos que deberán seguir

para aplicar los criterios en los diseño, además de la documentación de los resultados de las etapas de

diseño.

En el caso de adquisiciones relacionadas directamente con los usos significativos de energía se deberá

indicar a los proveedores que por política de la empresa, la selección de equipos, productos y servicios se

realizará incluyendo la variable de desempeño energético y generar criterios para evaluar el desempeño

energético en la vida útil de los productos, equipos y servicios adquiridos.

17.4 REQUERIMIENTOS DE SEGUIMIENTO

Son los requerimientos que permiten sustentar el funcionamiento del SGE en el tiempo, cumpliendo con los

compromisos energéticos que se hayan adquirido mediante su política y objetivos. Se distinguen los

siguientes:

Competencia, formación y toma de conciencia.

Comunicación.

Documentación y registro.

Auditoría interna, no conformidades, acciones preventivas y correctivas.

Revisión de la alta gerencia

Competencia, formación y toma de conciencia.

La organización se encarga de que todo el personal esté consciente de la importancia del desempeño

energético, del valor del SGE para su mejora y del rol que cumple cada uno dentro del mismo.

La organización debe confeccionar procedimientos que permitan identificar necesidades de capacitación y

proveer la capacitación que se requiera. Debe además generar plan de capacitación que asegure que todo el

personal tenga la experiencia y capacidad necesaria para realizar un uso responsable y eficiente de la

energía.

Comunicación.

La organización debe generar mecanismos de comunicación interna y externa, que permita entregar

información del SGE a todas las áreas de la organización y retroalimentar, de modo de asegurar la mejora

continua. Un ejemplo de comunicación externa es el reporte de sustentabilidad. Algunos ejemplos de

comunicación interna:

Reuniones de evaluación diaria de la jornada anterior.

Mesas redondas horizontales de equipos de trabajo.

Buzón de sugerencias de mejoras.

Documentación y registro.

La organización debe mantener documentados todos los procesos, procedimientos, instructivos y registros

que mantienen en funcionamiento el SGE.


17-9

La información debe estar sistematizada y analizada, generándose indicadores de control de gestión de la

energía, tanto de tipo duro (consumos específicos, eficiencias) como indicadores blandos29

(por ejemplo:

número proyectos eficiencia realizados v/s proyectados).

Se recomienda mantener el formato de documentación y registro existente en otros sistemas de gestión, de

manera de generar una integración entre la documentación de todos los sistemas de gestión.

Auditoría interna, no conformidades, acciones preventivas y correctivas.

La organización debe definir un procedimiento que asegure la correcta conformación del equipo de

auditores internos, organización de la auditoría, y corrección de no-conformidades.

El equipo auditor y los procedimientos operan de igual forma que los de oros sistemas de gestión.

Constituye un control sistemático y continuo del funcionamiento del SGE y que resulta en una serie de

medidas (acciones) que permiten perfeccionar de manera continua el SGE en el tiempo.

Revisión de la alta gerencia

Revisión periódica (de preferencia anual), para asegurar que el SGE es adecuado a la organización, y efectivo

en su ejecución.

Evaluación del cumplimiento de metas y objetivos y de las auditorías internas realizadas.

Como resultado se espera obtener un reporte constante que impulse mejoras a los lineamientos generales

del SGE en la organización.

29

Para un ejemplo de indicadores de gestión ver “Gestión de eficiencia energética para complejo metalúrgico Altonorte”.

Tesina Magister Economía Energética UTFSM, Gissela Vergara, 2012.

18-1

18. EFICIENCIA ENERGÉTICA EN PROYECTOS EN FASE DE DISEÑO

En este punto cabe nuevamente resaltar la importancia que tiene el disminuir la demanda base de energía

para una instalación o proyecto determinado, es tal vez la mejor forma y la que tiene más impacto en la

reducción del consumo de energía. No es lo mismo mejorar la eficiencia energética de una central térmica

tal que produzca un ahorro de en una unidad de energía que reducir esa misma unidad de energía en un

refrigerador. La unidad de energía ahorrada en el refrigerador se multiplicará varias veces como ahorro a

nivel de la central térmica.

Es importante entonces estudiar los proyectos de instalaciones productivas y edificaciones, los procesos

industriales y otros sistemas, de tal manera que queden diseñados para cumplir su propósito con la menor

demanda de energía.

Como ejemplo en un edificio habitacional, el mayor consumo de energía corresponde a agua caliente y

calefacción. El diseño del edificio, el diseño del sistema de calefacción y agua caliente, la selección de los

equipos así como los detalles de montaje e instalación, determinarán el consumo de energía del edificio por

mucho tiempo y en algunos casos desafortunadamente resultará muy costosa o inviable la modificación

posterior.

Lo siguiente es un resumen de la “Guía de Eficiencia Energética en Proyectos de Inversión”, AChEE, 2014.

Para ampliar y profundizar lo expuesto referirse al documento señalado.

18.1 EFICIENCIA ENERGÉTICA EN FASE DE DISEÑO DE PROYECTOS

El diseño de ingeniería de proyectos comienza con la identificación de una necesidad y la decisión de hacer

algo al respecto. Después de mucho análisis e iteraciones, surge el diseño de sistemas físicos, productos y

procesos y la presentación de los planes para llevar a cabo el proyecto que satisface la necesidad detectada.

En términos generales, los proyectos tienen como objetivo la provisión de productos o servicios en

condiciones de diseño favorables en cuanto a inversión, costos operacionales, sustentabilidad ambiental,

rentabilidad económica y social. Sin embargo, no es habitual considerar en la etapa de diseño, ni en la

evaluación económica, aspectos relacionados con el desempeño energético eficiente durante el ciclo de vida

del proyecto.

Normalmente, los aspectos energéticos de un proyecto están asociados a la especificación de las potencias o

capacidades de los equipos seleccionados y a la provisión de la potencia y energía que demandará el

proyecto, sin un análisis de la eficiencia con que se utilizará la energía durante la etapa de operación.

La incorporación de Eficiencia Energética en etapa de Diseño (EED) tiene como objetivo optimizar el

consumo y uso de la energía requerida, así como el desempeño energético general del proyecto o proceso

en etapa de operación por medio de la incorporación y aplicación de las mejores prácticas y tecnologías para

el uso eficiente de la energía.


18-2

Se debe considerar la medición de las variables de energía y de proceso durante el diseño para permitir un

mejor seguimiento del desempeño energético durante las operaciones una vez que el proyecto se ha puesto

en marcha.

En el diseño de las nuevas instalaciones -o en la modificación de las existentes- se deben considerar las

mejores técnicas disponibles en eficiencia energética y las tendencias tecnológicas emergentes.

Este enfoque puede evitar decisiones habituales que atentan contra la eficiencia energética, o la dificultan,

como el sobredimensionamiento de instalaciones y equipos, o bien la réplica de proyectos anteriores

similares sin considerar nuevas condiciones ambientales, capacidad de equipos o tecnologías más eficientes.

En general, la inconveniencia de tales decisiones queda en evidencia en etapas avanzadas del proyecto o

incluso durante la etapa de operación, cuando los costos para modificarlas son significativamente más

elevados que en etapas tempranas del proyecto.

A medida en que el proyecto avanza en su ciclo de vida, desde el diseño hasta la operación del nuevo

proceso o planta, se reduce notoriamente el potencial de ahorro obtenible, mientras que los costos de

incorporación de las medidas aumentan.

El beneficio económico de realizar EED es usualmente mayor al que se puede obtener mediante la

implementación de medidas de Eficiencia Energética (EE) en la etapa de operación del proyecto, las cuales

son identificadas a partir de auditorías de eficiencia energética. Esto significa que, mientras más temprano

se incorpore la eficiencia energética en un proyecto, mayores son los potenciales beneficios económicos

durante toda su vida útil.

El incorporar la Eficiencia Energética en el Diseño de proyectos involucra la definición de criterios e

indicadores específicos para este efecto, el desarrollo de procedimientos, manuales y guías metodológicas30

así como la definición de roles y responsabilidades específicas. En cada una de las etapas del diseño del

proyecto debe estar integrada y sistematizada la visión y análisis de la eficiencia energética.

18.2 ROLES Y RESPONSABILIDADES

Para introducir con éxito la metodología EED en un proyecto es fundamental que la empresa mandante

evidencie su interés y compromiso designando a una persona que lidere la implementación. Si la empresa

mandante tiene un interés activo en incorporar medidas de eficiencia energética durante la fase de diseño,

las firmas contratistas de ingeniería se verán obligadas a incorporar la optimización del uso de la energía en

su trabajo. Para ello es necesario que la firma contratista de ingeniería cuente con un sistema de

seguimiento que asegure el logro de los resultados EED especificados por la empresa mandante.

En términos de organización para la gestión de proyectos de ingeniería, tradicionalmente existen roles bien

diferenciados, los que, para efectos de esta guía, se denominarán de la siguiente manera:

Equipo directivo de la empresa mandante.

Equipo de proyecto mandante, liderado por un gerente de proyecto.

30

Véase como ejemplo la “Guía de implementación de mejores prácticas de eficiencia energética en el diseño de plantas

concentradoras de cobre”. Tesina Magister Economía Energética UTFSM, Roberto Rodriguez, 2013.


18-3

Equipo de diseño contratista de ingeniería, liderado por un jefe de proyecto.

Fabricantes y proveedores de equipos.

Para efectos de la implementación de la metodología EED se deben definir dos nuevos roles:

EED mandante.

Experto en EED.

En la figura 2.1 se presenta la distribución de los roles típicos en el proceso de gestión de un

proyecto de inversión que incorpora EED, incluidos estos dos nuevos roles.

Figura 2.1: Distribución de roles en un proyecto que considera EED

18.3 FASES DE UN PROYECTO

Un proyecto considera típicamente las siguientes etapas:

Fase de Ingeniería Conceptual: A partir del perfil del proyecto y de los antecedentes energéticos, se

evalúa la factibilidad técnica y económica para plantear las posibles alternativas o áreas de interés

de EE. Las áreas de interés definidas son analizadas por el Equipo Directivo, el cual entrega su

aprobación para que sean desarrolladas en la siguiente fase, asignando los recursos necesarios.

Fase de Ingeniería Básica: En esta etapa se realizan análisis más exactos de los costos del proyecto,

se establecen las especificaciones técnicas de los equipos, se evalúa la rentabilidad del proyecto y

se planifica el trabajo que será realizado en la fase de detalles y ejecución del proyecto. Las

oportunidades de mejora en eficiencia energética se presentan al Equipo Directivo junto a los


18-4

respaldos correspondientes, como las memorias de cálculo y las evaluaciones económicas. En esta

instancia se decide cuáles de estas serán objeto de un diseño en detalle, cuáles requieren

especificaciones técnicas para la adquisición de equipos y, en definitiva, cuáles serán

implementadas. Todo ello requiere la asignación de los recursos necesarios.

Fase de Ingeniería de Detalle y Adquisiciones: En esta etapa se realizan diseños, documentos y

planos de ingeniería que definen el proyecto en profundidad y son necesarios para su ejecución. Se

compran los equipos y materiales, y se ejecuta el proyecto en sí.

Se desarrolla la ingeniería incorporando el diseño de las oportunidades de mejora en eficiencia

energética aprobadas, así como la ingeniería de los fabricantes y/o proveedores. De este modo se

obtiene un proyecto de ingeniería con un potencial de desempeño energético superior, lo cual se

hará evidente en la etapa de operación, con una mayor eficiencia energética y una mayor

rentabilidad en el ciclo de vida.

Con esta fase se concluye el diseño y comienza la construcción y el comisionamiento del proyecto.

Posteriormente, vendrá la puesta en marcha y la operación.

18.4 METODOLOGÍA

Para iniciar la metodología es necesario que la empresa mandante haya desarrollado previamente

la fase denominada “Perfil”, correspondiente a la especificación del proyecto, el cual, junto a los

antecedentes energéticos, es la información base para el trabajo.

En la figura 3.1, se presenta el esquema de trabajo de la metodología EED.

Figura 3.1 Esquema de trabajo metodología EED

Si bien las fases se representan como una secuencia de entradas, actividades y entregables, se debe

considerar un proceso iterativo de revisión de las actividades y las decisiones adoptadas, de manera

de identificar las oportunidades y medidas de eficiencia energética más apropiadas.


18-5

La figura 3.2 ilustra algunas interrogantes que deben estar presentes durante toda la ejecución del

proyecto.

Figura 3.2 Interrogantes en EED

Las medidas para incorporar eficiencia energética deben considerarse en una secuencia de

complejidad creciente. Es decir, se debe comenzar por aquellas que son más evidentes y fáciles de

implementar. Estas medidas generalmente están asociadas a la gestión más simple de la energía,

como capacitar e instruir al personal y establecer procedimientos, controlando su cumplimiento.

En seguida se deben considerar mecanismos y elementos de control operacional: sistemas de

detección de condiciones anómalas del proceso, que activan una alarma o señal, para ejecutar

correcciones ya sea en forma manual o por medio de dispositivos automáticos.

Luego, se considera mejorar los equipos o sistemas por medio de la integración de elementos o

componentes adicionales que mejoran el desempeño energético.

Finalmente, se llega a medidas de mayor envergadura y costo, como el cambio de equipos,

sistemas o tecnología.

La figura 3.3 ilustra las diferentes medidas para incorporar EED, priorizadas según su complejidad y

costo.

Figura 3.3 Secuencia de complejidad creciente de medidas EED


18-6

18.5 ENTREGABLES DE CADA FASE DEL PROYECTO DE INGENIERÍA

18.5.1 ENTREGABLE PROYECTO DE INGENIERÍA CONCEPTUAL

Como entregable de la fase de diseño, se debe elaborar un informe EED de Ingeniería Conceptual

con los resultados de las actividades anteriormente descritas, el cual puede ser acompañado de

planillas de cálculo, registros y/o diagramas, con el fin de generar una documentación consistente y

auditable para próximas fases del EED. Esta información también puede ser de utilidad para el

desarrollo del sistema de gestión de energía durante la operación. El informe debe contener a lo

menos lo siguiente:

Resumen ejecutivo

Antecedentes generales del proyecto de inversión; resumen de uso y consumo energético; áreas de

interés identificadas y programa de implementación sugerido.

Información del proyecto

Información general sobre la planta proyectada; descripción del proyecto; caracterización y

descripción de metas y objetivos del proyecto.

Análisis de información

Fuentes de información y tipos de datos utilizados; estimaciones y supuestos usados;

determinación de consumos significativos de energía.

Balance de energía

Estimación y análisis del consumo de energía y gasto energético; estimación y análisis del uso

energético; memoria de cálculo; modelos, métodos y/o software utilizados.

Caso base

Definición de indicadores de desempeño energético (IDE); elaboración de línea base;

oportunidades para mejorar el desempeño energético; conclusiones y recomendaciones.

18.5.2 ENTREGABLES PROYECTO INGENIERIA BASICA

El informe de la fase básica es el segundo hito del proceso de implementación de EED.

El informe debe contener al menos la siguiente información:

Registro completo de las oportunidades de mejora en eficiencia energética.

Registro priorizado y valorizado de las oportunidades de mejora en eficiencia energética.

Valor de desarrollar actividades de EED en la fase siguiente.


18-7

A partir de este informe, el dueño del proyecto puede decidir qué medidas incorporar en el diseño

del proyecto. Para el control y seguimiento de las medidas seleccionadas será necesario determinar

nuevos indicadores de desempeño energético que reflejen el impacto que ellas tienen en el

proyecto. Del mismo modo, estos IDEs definirán una nueva línea base que será la referencia contra

la cual se determinará el desempeño energético del proyecto.

18.5.3 ENTREGABLES PROYECTO INGENIERIA DE DETALLE

Diseño de ingeniería

Como entregable de esta etapa se actualiza el diseño de Ingeniería de Detalles incorporando las

OMEE valorizadas y aprobadas, para asegurar su implementación en la fase de ejecución del

proyecto. Este diseño también debe incorporar la ingeniería de los fabricantes para asegurar su

implementación en la fase de ejecución del proyecto.

Informe final de EED

El informe final de EED es compilado y desarrollado por el experto EED, y resume todos los logros y

entregables del proceso de diseño con EED. Este informe debe contener al menos la siguiente

información:

o Balance de energía de instalación tomando en cuenta las OMEE.

o Se incluirá una tabla comparativa de los indicadores de desempeño energético que

permita comparara desde la fase inicial del proyecto hasta el término de su fase de

detalles.

o Identificación de usos y consumos significativos de energía según la fase de ingeniería

conceptual.

o Listado de áreas de interés acordadas en la fase conceptual.

o OMEE priorizado y valorizado, desarrollado en la fase de Ingeniería Básica.

o Diseño de ingeniería de detalles con OMEE incorporado, según fase de Ingeniería de

Detalles.

o Diseño de Ingeniería de Detalles con propuestas de fabricantes incorporadas,

considerando los compromisos de desempeño energético.

Adicionalmente, se propone incorporar otros aspectos fundamentales del desarrollo del proceso

con EED, como los siguientes:

o Describir todos los beneficios obtenidos por el desarrollo de EED, además de la incidencia

en el monto de inversión del proyecto.

o Documentar todos los aprendizajes en relación al consumo y desempeño energético,

además de las barreras detectadas para el desarrollo con EED.

o Documentar cualquier medida adicional que no haya sido incorporadas finalmente en el

diseño, y que pudiera ser considerada en la fase de operación como parte del SGE.


18-8

o Buenas prácticas de operación y comisionamiento que influyan en el desempeño energético de procesos y equipos.

19-1

19. ANEXOS

Unidades

BTU : British Thermal Unit

J : Joule

Kcal : kilocaloria

HP : horse power

Lx : Lux=lm/m2

Lm : Lumen

Cd : candela = lm/sr

CV : caballo vapor

sr : esteroradian

Tep : tonelada equivalente de petróleo

W : Watt

Tablas de conversión de unidades de energía

Multiplicar por

Convertir

Un

Joule (J) (kWh) Kilocaloría

(Kcal) British thermal

unit (Btu) Ton equiv.

petróleo (Tep)

Joule 1 2.778 10-7

2.389 10-4

9.480 10-4

2.39 10-11

kWh 3.600 106 1 860 3.413 8.62 10

-5

kcal 4.186 103 1.163 10

-3 1 3.969 1.00 10

-6

Btu 1.055 103 2.930 10

-4 0.252 1 2.52 10

-6

Tep 4.19 1010

1,16 10 4

1.00 106 3,97 10

7 1

Tablas de conversión de unidades de potencia

Multiplicar por

Convertir

Un

kcal/hr BTU CV kW

kcal/hr 1 3,968 1,581 10-3

1,163 10-3

BTU 0,252 1 3,984 10-4

2,930 10-4

CV 632,52 2510,06 1 7,355 10-1

kW 860 3412,8 1,360 1


19-2

Poder calorífico de algunos combustibles

Combustible Densidad Poder Calorífico

PCI PCS

unidad Kg/ud ud Kcal/ud Kcal/ud

KEROSENE lt 0,7972 Kg 10.418 11.100

DIESEL lt 0,8493 Kg 10.165 10.900

PC5 lt 0,9548 Kg 9.762 10.340

PC6 lt 0,9765 Kg 9.625 10.150

CARBON kg 1,000 Kg 6.800 6.900

GAS NATURAL (1) m3 m3S 8.400 9.300

GAS CIUDAD (2) m3 m3S 4.116 4.500

GAS LICUADO (GLP) lt 0,524 Kg 11.059 12.000

LEÑA (3) kg 1,000 Kg 2.492 3.011

Notas:

(1) m3 a 15°C y 1 atm (Valor a 0°C y 1 Atm = 8860 kcal/m3N)

(2) m3 a 15°C y 1 atm. (Valor a 0°C y 1 atm = 5000 kcal/m3N)

(3) Leña con 35 % de humedad

Guí para calificación de consultores en Eficiencia Energética

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