MANUAL PRACTICO DE AUDITORÍAS ENERGÉTICAS · PDF fileMANUAL PRACTICO DE...

Auditorías Energéticas en la edificación. COIINA. CITI Navarra. Febrero 2012.

Xabier Zubialde Legarreta Tlf.:619 383471 [email protected]

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MANUAL PRACTICO DE AUDITORÍAS ENERGÉTICAS EN LA EDIFICACIÓN

Colegio de Ingenieros Técnicos Industriales de Navarra (CITI Navarra)

Colegio Oficial de Ingenieros Industriales de Navarra (COIINA)

(Febrero 2012)

Xabier Zubialde Legarreta., CONSULTOR ENERGÉTICO y RENOVABLES

Tlf.:619 383471 [email protected]

www.acimuth.com



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ÍNDICE

1 DEFINICIÓN DE AUDITORÍAS ENERGÉTICAS .....................................................

2 HISTORIA DE LAS AUDITORÍAS ENERGÉTICAS .. ..............................................

3 BENEFICIOS DE UNA AUDITORÍA ENERGÉTICA EN LA INDUSTRIA .................

4 ITEM INCLUIDOS EN EL SERVICIO DE AUDITORÍA ENERGÉTICA: ................... 4.1 ENERGÍA ELÉCTRICA ...................................................................................................... 4.2 GAS NATURAL O GASOIL ................................................................................................ 4.3 AIRE COMPRIMIDO .......................................................................................................... 4.4 ILUMINACIÓN .................................................................................................................... 4.5 TRATAMIENTO DE AIRE .................................................................................................. 4.6 PROCESOS DE PRODUCCIÓN. ...................................................................................... 4.7 EDIFICACIÓN .................................................................................................................... 4.8 CONTABILIDAD ENERGÉTICA ........................................................................................

5 MEDIOS MATERIALES PARA REALIZAR LAS AUDITORÍAS ENERGÉTICAS 5.1 MEDIDAS ELÉCTRICAS ................................................................................................... 5.2 MEDIDAS PARA INSTALACIONES CON EQUIPOS DE COMBUSTIÓN ........................ 5.3 OTROS INSTRUMENTOS Y MEDIOS ..............................................................................

6 PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR UNA AUDITORÍA ENERGÉTICA EN LA

EDIFICACIÓN ................................................................................................................... 6.1 CONTACTO CON EL CLIENTE ......................................................................................... 6.2 ENVIAR EL CUESTIONARIO DE PREGUNTAS AL CLIENTE. ........................................ 6.3 SOLICITAR LA INFORMACIÓN MÍNIMA PARA REALIZAR LAS MEDICIONES. ............ 6.4 ESTUDIO DE LOS PLANOS Y DIAGRAMAS ................................................................... 6.5 COORDINACIÓN DE LA VISITA. ...................................................................................... 6.6 VISITA AL EDIFICIO Y TOMA DE MEDIDAS. ................................................................... 6.7 ESTUDIO DE LAS MEJORAS Y ELABORACIÓN DEL INFORME. ..................................

7 FORMULARIOS TIPO .............................................................................................. 7.1 DATOS GENERALES DE LA EMPRESA .......................................................................... 7.2 DATOS GENERALES Y DE PRODUCCIÓN ..................................................................... 7.3 DATOS ENERGÍA ELECTRICA......................................................................................... 7.4 DATOS COMBUSTIBLES .................................................................................................. 7.5 OTRAS FUENTES DE ENERGÍA ...................................................................................... 7.6 INFORMACIÓN A SUMINISTRAR ....................................................................................

8 CONSUMOS DE EQUIPOS OFIMÁTICOS Y OTROS CONSUMIDORES DE

ENERGÍA ..........................................................................................................................

9 EJEMPLO DE TOMA DE MEDIDAS EN AUDITORÍAS ENERGÉTICAS ................. 9.1 EJEMPLO MEDICIONES EN EL CUADRO ELÉCTRICO 9.2 EJEMPLO MEDICIONES EN GENERADORES DE AGUA CALIENTE............................ 9.3 EJEMPLO MEDICIONES DEL NIVEL DE ILUMINACIÓN .................................................



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10 CONTABILIDAD ENERGÉTICA ............................................................................... 10.1 EJEMPLO CONTABILIDAD EN SISTEMAS DE ILUMINACIÓN .................................. 10.2 EJEMPLO CONTABILIDAD EN EQUIPOS OFIMÁTICOS Y OTROS .......................... 10.3 EJEMPLO CONTABILIDAD EN EQUIPOS SERVIDORES 10.4 EJEMPLO CONTABILIDAD EN EQUIPOS DE REFRIGERACIÓN .............................. 10.5 EJEMPLO CONTABILIDAD EN EQUIPOS DE CALEFACCIÓN .................................. 10.6 EJEMPLO CONTABILIDAD EN EQUIPOS DE VENTILACIÓN .................................... 10.7 EJEMPLO CONTABILIDAD EN ASCENSORES .......................................................... 10.8 EJEMPLO CONTABILIDAD EN SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DE ACS

ELÉCTRICA. ...............................................................................................................................

11 CALCULOS DE CONSUMOS .................................................................................. 11.1 CALCULO DEL CONSUMO EN ILUMINACIÓN 11.2 CALCULO DE CONSUMO EN EQUIPOS OFIMÁTICOS Y OTROS 11.3 CALCULO DE CONSUMO EN SALA DE SERVIDORES ............................................. 11.4 CALCULO DE CONSUMO EN EQUIPOS DE REFRIGERACIÓN ............................... 11.5 CALCULO DE CONSUMO EN EQUIPOS DE CALEFACCIÓN .................................... 11.6 CALCULO DE CONSUMO EN EQUIPOS DE VENTILACIÓN ..................................... 11.7 CALCULO DEL CONSUMO DE ASCENSORES .......................................................... 11.8 CALCULO DEL CONSUMO DE ACS GENERADA POR RESISTENCIA ELÉCTRICA

12 CALCULO DEL RENDIMIENTO DE UN GRUPO GENERADOR 12.1 CÁLCULO DEL RENDIMIENTO INSTANTÁNEO DE LA CALDERA ...........................

12.1.1 Calculo del Rendimiento instantáneo por el método directo

12.1.2 Calculo del Rendimiento instantáneo por el método indirecto

12.1.3 Ejemplo de cálculo por el método directo. ............................................................

12.1.4 Ejemplo de cálculo por el método indirecto. .........................................................

12.2 CÁLCULO DEL RENDIMIENTO ESTACIONAL DEL SISTEMA DE CALEFACCIÓN 12.3 ANALISIS 1 “CALDERA” . .......................................................................................... 12.4 ANALISIS 2 “RECUPERADOR DE CALOR” 12.5 ESTIMACIÓN DE AHORRO DE ENERGÍA EN EL RECUPERADOR DE CALOR ......

13 DEFINICIÓN DE EFICIENCIA ENERGÉTICA ELÉCTRICA 13.1. ¿QUÉ ES LA E3?

13.2. RELACIÓN ENTRE EFICIENCIA ENERGÉTICA, CALIDAD DE SUMINISTRO Y

CALIDAD DE ONDA

13.3. COSTES DE UNA INSTALACIÓN ELÉCTRICA

13.3.1. Costes técnicos

13.3.2. Costes económicos

13.3.3. Costes ecológicos

13.4 CONCEPTOS BÁSICOS ENERGÉTICOS

13.4.1. Potencias y energías

13.4.2. Curva de demanda

13.4.3. Máxima demanda



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13.4.4. Armónicos y potencia de distorsión

13.4.5. Pérdidas

13.4.6. Desequilibrio

14 FACTURACIÓN ELÉCTRICA ................................................................................... 14.1 TARIFA REGULADA .....................................................................................................

14.1.1 Término de Potencia .............................................................................................

14.1.2 Término de Energía ...............................................................................................

14.1.3 Discriminación Horaria ..........................................................................................

14.1.4 Energía Reactiva ...................................................................................................

14.1.5 Interrumpibilidad ....................................................................................................

14.1.6 Tarifa Horaria de Potencia ....................................................................................

14.1.7 Impuesto Eléctrico .................................................................................................

14.1.8 Alquiler equipos de Medida ...................................................................................

14.2 MERCADO LIBERALIZADO .......................................................................................... 14.3 TARIFA ..........................................................................................................................

14.4 EJEMPLO: FACTURA DE UN CONSUMIDOR CON TARIFA 3.0.2.

15 EJEMPLOS DE MEJORAS ...................................................................................... 15.1 INSTALACIÓN DE DOBLE PUERTA EN LAS ENTRADAS PRINCIPALES ................. 15.2 RECUPERACIÓN DEL CALOR DEL AIRE DE EXTRACCIÓN .................................... 15.3 CÁLCULO DEL RENDIMIENTO INSTANTÁNEO DE LA CALDERA ........................... 15.4 CÁLCULO DEL RENDIMIENTO ESTACIONAL DEL SISTEMA DE CALEFACCIÓN .. 15.5 AHORRO DE ENERGÍA AL AUMENTAR LA TEMPERATURA DE OCUPACIÓN ...... 15.6 % DE CO2 DE LA COMBUSTIÓN................................................................................. 15.7 GANANCIA TÉRMICA POR ILUMINACIÓN ................................................................. 15.8 REDUCCIÓN DE CONSUMO ELÉCTRICO DE EQUIPOS DE CLIMATIZACIÓN

MÁS EFICIENTES....................................................................................................................... 15.9 MEJORAS EL EFECTO CONVECTIVO EN RADIADORES CUBIERTOS................... 15.10 SUSTITUCIÓN DEL TIPO DE COMBUSTIBLE LAS CALDERAS ................................ 15.11 ALIMENTACIÓN DEL MOTOR QUE ARRASTRA UNA BOMBA CON CAUDAL

VARIABLE MEDIANTE VARIADOR DE FRECUENCIA. ............................................................ 15.12 EMPLEAR MOTORES DE DOS VELOCIDADES PARA VARIAR EL CAUDAL DE

UNA BOMBA O UN VENTILADOR CUANDO HAY DOS REGIMENES DE CARGA ................ 15.13 AISLAMIENTO DE TUBERÍAS ...................................................................................... 15.14 INTEGRACIÓN DE UN EQUIPO COMPACTO DE MICROCOGENERACIÓN. ........... 15.15 COEFFIENT OF PERFORMANCE (C.O.P.) .................................................................

15.16 EFICIENCIA ENERGÉTICA ELÉCTRICA EN UNA EMPRESA

16 JUSTIFICACIÓN DE LAS INVERSIONES. CALCULO DE RENTABILIDADES

16.1 DEFINICIONES BÁSICAS

16.2. PARÁMETROS DE EVALUACIÓN ECONÓMICA

16.3. PARÁMETROS DE EVALUACIÓN ECONÓMICA DE PRIMER ORDEN



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16.4. PARÁMETROS DE EVALUACIÓN ECONÓMICA DE SEGUNDO ORDEN

16.5 EJEMPLO DE CÁLCULO DE RENTABILIDAD DE UNA INVERSIÓN

17 CALIFICACIÓN ENERGETICA ................................................................................ 17.1 OBJETO ......................................................................................................................... 17.2 ENTRADA EN VIGOR DEL REAL DECRETO 17.3 EDIFICIOS DE APLICACIÓN ........................................................................................ 17.4 QUE ES LA CALIFICACIÓN ENERGÉTICA ................................................................. 17.5 ESCALA DE CALIFICACIÓN ENERGÉTICA ................................................................ 17.6 QUE ES LA CERTIFICACIÓN ENERGÉTICA .............................................................. 17.7 FASES DE LA CERTIFICACIÓN ENERGÉTICA ..........................................................

18 ANALISIS DE LA COMBUSTIÓN ............................................................................. 18.1 COMPONENTES DE LOS GASES DE LA COMBUSTIÓN ..........................................

18.1.1 Dióxido de carbono (CO2).....................................................................................

18.1.2 Vapor de agua (humedad) (Hidrogeno) ................................................................

18.1.3 Oxígeno (O2) .........................................................................................................

18.1.4 Monóxido de carbono (CO) ...................................................................................

18.1.5 Óxidos de nitrógeno (NOX) ...................................................................................

18.1.6 Dióxido de azufre (SO2) ........................................................................................

18.1.7 Hidrocarburos inquemados (HC) ..........................................................................

18.1.8 Hollín .....................................................................................................................

18.1.9 Partículas sólidas ..................................................................................................

18.2 COMPOSICIÓN DEL COMBUSTIBLE ..........................................................................

18.2.1 Combustibles sólidos ............................................................................................

18.2.2 Combustibles líquidos ...........................................................................................

18.2.3 Combustibles gaseosos ........................................................................................

18.3 PARÁMETROS MEDIDOS DIRECTAMENTE

18.3.1 Opacidad ...............................................................................................................

18.3.2 Derivados del petróleo (residuos de petróleo) ......................................................

18.3.3 Temperatura ambiente (TA) ..................................................................................

18.3.4 Temperatura de gases de combustión (TH) .........................................................

18.3.5 Tiro ........................................................................................................................

18.3.6 Óxidos de nitrógeno (NOX) ...................................................................................

18.3.7 Presión del flujo de gas .........................................................................................

18.4 PARÁMETROS CALCULADOS ....................................................................................

18.4.1 Pérdidas por chimenea (qA) .................................................................................

18.4.2 Concentración de dióxido de carbono (CO2) ........................................................



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18.4.3 Exceso de aire λ ....................................................................................................

18.4.4 Rendimiento .......................................................................................................... 18.5 MEDICION BASICA DE LOS GASES DE LA COMBUSTIÓN ......................................

18.5.1 Medición de la temperatura del aire ambiente (TA) ..............................................

18.5.2 Medición de las pérdidas por chimenea (qA) ........................................................

18.5.3 La determinación de la opacidad en calderas de gasoil. ......................................

18.5.4 Medición del tiro de chimenea ..............................................................................

18.6 ESTUDIO DE LA COMBUSTIÓN A PARTIR DEL ANALSIS DE LOS GASES DE LA

COMBUSTIÓN ............................................................................................................................

18.6.1 Inquemados sólidos ..............................................................................................

18.6.2 Inquemados gaseosos ..........................................................................................

18.7 FORMACIÓN DE CONTAMINANTES ...........................................................................

18.7.1 Hollines ..................................................................................................................

18.7.2 Monóxido de carbono ............................................................................................

18.7.3 SO2 y punto de rocío ácido ...................................................................................

18.7.4 Óxidos de nitrógeno ..............................................................................................

18.7.5 Anhídrido carbónico (o dióxido de carbono) .........................................................

19 FORMULARIOS TIPO PARA TOMA DE DATOS

20 GLOSARIO DE MEJORAS GENÉRICAS

21 EJEMPLOS DE AUDITORÍAS ENERGÉTICAS

22 LEGISLACIÓN



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INTRODUCCIÓN.

Duración

Total 25 horas, mañanas de lunes y martes de 9:00 a 14:00

Lunes Martes Miércoles Jueves Viernes 13/feb 14/feb 15/feb 16/feb 17/feb

09:00 11:00

11:00 descanso descanso 11:15

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12:45 descanso descanso 12:55

12:55 14:00

Lunes Martes Miércoles Jueves Viernes 20/feb 21/feb 22/feb 23/feb 24/feb

09:00 11:00

11:00 descanso descanso descanso 11:15

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12:45 descanso descanso descanso 12:55

12:55 14:00

Objetivos

Conocer y saber desarrollar los diferentes trabajos de diagnóstico energético y auditoría

energética.

Introducir en la práctica del ahorro de energía y adquirir conocimientos sobre el uso y el control

de la energía para lograr la máxima eficiencia energética en la edificación.

Específicamente profundizar técnica y económicamente en la metodología para desarrollar una

auditoría energética en cualquier tipología de edificación.

Conocer la parte teórica de cálculos y la parte práctica de los equipos de medición necesarios.



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INTRODUCCIÓN. PARADIGMA ENERGÉTICO ACTUAL



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¿Y EN NAVARRA?



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1 DEFINICIÓN DE AUDITORÍAS ENERGÉTICAS Definimos “auditoría energética” para un edificio (incluyendo un proceso industrial dentro de él),

como un estudio de disminución de costes energéticos, económicos y medioambientales.

El término abarca un espectro muy amplio, en función de la profundidad con que se realice el

estudio, pudiendo llegar desde un simple informe de propuestas de mejoras de equipos

auxiliares del proceso principal, hasta un estudio detallado de mejoras, no sólo en los equipos

auxiliares (cambios en la tecnología del proceso).

La auditoría energética es un proceso sistemático mediante el que:

1.- Se obtiene un conocimiento fiable del consumo energético del edificio y/o

proceso industrial.

2.- Se detectan los factores que afectan al consumo de energía.

3.- Se identifican, evalúan y ordenan las distintas oportunidades de ahorro

de energía, en función de su rentabilidad y emisiones de CO2.

En definitiva, la auditoría energética es una herramienta que permite conocer

la utilización de la energía en relación con:

En función de la profundidad de la auditoría:

-Diagnóstico energético: estudio sobre el estado actual de las instalaciones.

-Auditoría energética: estudio sobre el estado de las instalaciones, con las

correspondientes propuestas de mejoras orientadas al ahorro de energía,

dinero y emisiones, incluyendo un estudio económico de las mismas.

-Auditoría energética profunda: contempla los aspectos anteriores

incluyendo un estudio sobre el proceso productivo y llegando a proponer

importantes modificaciones en dicho proceso.

-Auditoría energética dinámica y continua: es la que se realiza de un modo

continuo, estando este concepto identificado con el de gestión energética en

edificios.



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El producto elaborado

Cantidad y tipo de energía incorporada en cada operación de proceso y asignarla a un

producto en particular.

La instalación industria

Energía destinada a alumbrado, calefacción, aire acondicionado, ventilación, aire comprimido,

vapor, informática, ofimática, comunicaciones, y restantes tecnologías horizontales, dado que

repartir la energía añadida a cada producto en cada uno de los procesos de fabricación forma

parte de la labor de la auditoría energética.

En cuanto a los sistemas de gestión medioambiental, la auditoría permite reducir el consumo

de recursos contemplado en los objetivos de este tipo de sistemas.

L@s auditor@s energétic@s

Son las personas que llevan a cabo las auditorías energéticas. Est@s técnic@s deben informar

sobre la aplicación e interpretación de las leyes y mecanismos que rigen en la demanda,

adquisición, transformación y uso de la energía, proponiendo las soluciones correspondientes

para alcanzar un mismo objetivo con un mínimo gasto de ésta. De manera práctica deben

reunir las siguientes características:

-Experiencia en instalaciones consumidoras de energía.

-Sentido práctico y conocimiento del funcionamiento de equipos y de instrumentación,

así como sus aplicaciones y limitaciones.

-Buena base de principios de ingeniería.

-Buen carácter para tratar con la gente.

-Compromiso con su trabajo. (es una gran labor de investigación).



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2 HISTORIA DE LAS AUDITORÍAS ENERGÉTICAS La crisis del petróleo en los años 1970-1980 puso en evidencia la dependencia energética del

España, desde la administración se pusieron en marcha estudios técnico- económicos para

demostrar que se podía reducir el consumo de energía en grandes, medianas y pequeñas

empresas. Dentro de estas medidas se efectuaron auditorías energéticas, ejemplos

demostrativos, introducción de nuevos equipos y optimización de los procesos. El resultado de

estas medidas no fue inmediato, pero con el tiempo se comprobó su eficacia y hoy en día es

una actividad en crecimiento y que cada vez toma más protagonismo.

Las primeras auditorías energéticas se efectuaron al colectivo de empresas con gran consumo,

más de 10.000 tep/año(*).

El colectivo estaba integrado por 309 empresas que suponían el 65% del consumo del Estado.

El guión lo preparó la administración y la presentación era obligatoria.

A la vista de los excelentes resultados alcanzados con las primeras auditorías, se efectuó otra

campaña dirigida a las empresas con consumos comprendidos entre 2.000 y 10.000 tep/año.

El siguiente hito en la historia de las auditorías fue el denominado sistema PADA, que se inició

coincidiendo con la creación del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía IDAE y

de las primeras Comunidades Autónomas, con competencias en materia de energía.

El sistema PADA se dirigía al colectivo de empresas con consumos de hasta 500 tep/año.

La coordinación del IDAE consiguió que se estableciera una metodología de trabajo uniforme y

se produjera una transferencia de Tecnologías de uso Eficiente de la Energía.

(*) tep: tonelada equivalente de petróleo = 107 kcal = 11,628 MWh



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3 BENEFICIOS DE UNA AUDITORÍA ENERGÉTICA EN LA INDUSTRIA (o en edificación)

El desarrollo de una auditoría en la industria trae consigo numerosos beneficios, entre los

cuales se mencionan los siguientes:

- Reducir el consumo de energía y el coste de producción.

- Aumentar la competitividad de su empresa en el sector

- Conocer el rendimiento energético de las instalaciones

- Optimización de los procesos de producción para reducir el

consumo de energía

- Identificación de los costes de producción y asignar consumos

energéticos a cada producto.

- Reducir el consumo de energía con medidas de nula o baja

inversión.

- Crear conciencia en el personal de la fábrica, aplicando las

buenas practicas en el uso de la energía.

- Aprovechamiento de energías residuales de los procesos.

- Reducir las emisiones de agentes contaminantes del medio ambiente.

Respecto al coste que implica realizar una auditoría, cabe señalar que significa una pequeña

parte comparada con los ahorros alcanzables como resultado de llevara a cabo.

También hay que señalar, que existen organismos estatales que subvencionan parte de estos

trabajos, como también parte de la adquisición de equipos derivados de las mejoras propuestas

en la auditoría.



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4 ITEM INCLUIDOS EN EL SERVICIO DE AUDITORÍA ENERGÉTICA:

4.1 Energía eléctrica

- Medida y registro de consumos y cargas eléctricas

en la alimentación principal durante la semana

típica.

- Selección del plan tarifario eléctrico más

conveniente, según el histórico de consumos y/o

plan futuro de consumos.

- Medición de los principales parámetros de la red

eléctrica incluyendo Armónicos.

- Evaluación y/o selección del sistema de

compensación de energía reactiva (banco de

condensadores).

- Determinación de los indicadores energéticos

de eficiencia (Intensidad energética) en

función a la producción, al área, al número de

empleados o de algún sector de la empresa,

lo que le permitirá en algunos casos

estandarizar sus consumos para sectores de

producción o áreas similares.

- Determinación y evaluación del Factor de carga

- Evaluación y análisis de los circuitos

energéticos existentes, conclusiones y

recomendaciones.

4.2 Gas natural o gasoil

- Optimización del tipo de tarifa según el histórico de

consumos, en el caso de gas natural.

- Estudio del cambio de combustible a gas natural en

el caso de utilización de combustibles líquidos.

- Análisis de la combustión en equipos generadores

de calor.

- Optimización de los procesos de combustión y

recuperación de energía.

- Estudio de reemplazo de equipos existentes, por otros mas eficientes y ajustados a la

demanda real.

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)

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Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero

E.Activa 2004(kWh) E.Activa 2005(kWh)



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4.3 Aire comprimido

- Optimización de las redes de aire comprimido

- Estudio del consumo actual de la instalación

- Estudio de reemplazo de equipos existentes, por

otros mas eficientes y ajustados a la demanda real.

- Detección de fugas.

4.4 Iluminación

- Optimización de los sistemas de iluminación.

- Integración de sistemas de ahorro de energía.

- Medición de los niveles de iluminación en los

lugares de trabajo.

4.5 Tratamiento de aire

- Evaluación energética de todos los equipos

asociados al tratamiento de aire.

- Estudios de recuperación de energía de los

sistemas de climatización.

- Optimización de los procesos de tratamiento de aire.

- Evaluación del cambio de equipos existentes, por otros de mayor eficiencia.

4.6 Procesos de producción.

- Balances energéticos en los procesos de

producción.

- Coste asociado de energía por cada producto.

- Optimización de los procesos desde el punto de

vista energético.

4.7 Edificación

- Estudio del cumplimiento de la normativa en el caso

del aislamiento térmico del edificio.

4.8 Contabilidad Energética

- Contabilidad exhaustiva de equipos consumidores

de energía, equipamiento, iluminación, etc.



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5 MEDIOS MATERIALES PARA REALIZAR LAS AUDITORÍAS ENERGÉTICAS

La auditoría energética exige la realización de medidas específicas que complementan las que

se pueden obtener leyendo los instrumentos o contadores existentes en la fábrica.

La realización de los balances de materia y energía requieren de medidas específicas, que,

para la producción normal y el mantenimiento de la fábrica o edificio, no son necesarias.

Los medios que se indican a continuación son materiales imprescindibles para la auditoría, si

bien estos pueden complementarse con otros elementos más sofisticados para facilitar el

trabajo del auditor.

Se describe a continuación los instrumentos mínimos requeridos para realizar una medición de

las instalaciones, y obtener resultados que nos permitan conocer el estado y funcionamiento de

estas.



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5.1 Medidas Eléctricas

Para realizar una correcta medición e identificar el consumo eléctrico asociado a cada equipo,

es necesario contar con los siguientes recursos:

Un analizador de redes con sus pinzas amperimétricas y voltimétricas.

Para medidas puntuales pueden utilizarse tester o multímetros.

Consejos y sugerencias

- Todas las intervenciones de cuadros eléctricos estarán supervisadas por personal de

mantenimiento del edificio.

- Para realizar las mediciones, se tomaran todas las medidas de seguridad requeridas.

- Se contara con los planos o diagramas eléctricos del cuadro, de manera de identificar

el circuito donde se instalara el analizador de redes.

- La instalación del analizador se realizara con los accesorios adecuados y se situara el

equipo en un lugar seguro, no alterando el normal funcionamiento del edificio.

- Se tomaran medidas puntuales de todos los equipos de consumo importante, y cuando

estén en funcionamiento. (Intensidad y tensión), registrando la hora en que son

medidos, para luego contrarrestar con la curva general de la instalación.

- Durante el periodo de medición del analizador de redes se instalara una tarjeta que

indique lo siguiente: riesgo de peligro eléctrico, la no intervención del equipo, empresa

y responsable de las mediciones, indicando un teléfono de contacto.

PELIGRO

RIESGO ELÉCTRICO

NO INTERVENIR

Fecha inicio:

Fecha termino:

Empresa:

Responsable:

Teléfono de contacto:



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5.2 Medidas para instalaciones con equipos de combustión

Para el análisis de los procesos donde se produzca una combustión se requerirá de los

siguientes instrumentos:

Un analizador de gases de combustión, que incluya sonda para toma de muestras, opacímetro,

termómetro para gases y ambiente, termómetro infrarrojo.

Consejos y sugerencias

- Todas las intervenciones serán supervisadas por el personal de mantenimiento del

edificio.

- La instalación debe contar con orificio de toma de muestras.

- Las muestras se tomaran con el equipo en funcionamiento y una vez alcanzado el

régimen.

- Las mediciones se realizarán con los elementos de seguridad requeridos para este

caso.

- El equipo estará calibrado y en buen estado.

- Se medirá la temperatura ambiente de la sala donde se encuentra el equipo.

- Las mediciones no intervendrán en el normal funcionamiento del edificio.

- Debido a las altas temperaturas que pueden alcanzar las paredes de estos equipos,

para medir la temperatura superficial se utilizara el termómetro infrarrojo o en su

defecto un termómetro de contacto usando las medidas de seguridad necesarias para

el caso.



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5.3 Otros instrumentos y medios

Otros instrumentos utilizados en el análisis de edificios son:

Termohigrómetro: Permite medir las condiciones ambientales en los recintos (temperatura y

humedad) y verificar por ejemplo si están dentro del rango aceptable para el uso del local.

Utilizando una sonda de contacto se puede comprobar la temperatura de tuberías y emisores.

Luxómetro: Mide la intensidad lumínica y sirve por ejemplo; chequear luz en recepción de

edificaciones, verificar si la intensidad lumínica es apropiada en; plantas industriales, oficinas,

hogares, depósitos, hospitales, escuelas, restaurantes, peluquerías, salones de belleza,

estadios y demás situaciones similares en los que interesa conocer el nivel lumínico.

Test de blower door: Mide el nivel de hermeticidad de un edificio. El nivel de infiltraciones y

exfiltraciones de un edficio. Se genera una diferencia estable de presión positiva o negativa

dentro de un edificio, y se mide el caudal que se extrae o introduce en él. Este caudal es similar

al que se filtra incontroladamente, obteniendo un valor que determina la calidad de los

cerramientos de un edificio.

Anemómetro: Permite medir la velocidad del aire a la salida de los conductos y equipos, se

deben realizar varias medidas de manera de establecer un perfil de velocidades, para obtener

una medida correcta de velocidad.

Cámara termográfica: Permite tomar medir y observar la temperatura que emiten los cuerpos,

sirve por ejemplo para detectar puentes térmicos en la edificación, recalentamientos de

circuitos eléctricos, fugas de calor a través de las paredes de calderas, detección fugas de

agua en paredes.

Manómetro diferencial: Con este instrumento se puede medir la diferencia de presión del aire

y comprobar por ejemplo: el caudal de aire que pasa por un conducto utilizando un tubo de

pitot, medición de la diferencia de presión en rack de filtros de aire, medida de tiro en

chimeneas, medir la sobrepresión en locales.

Cinta métrica: Esta herramienta es vital para comprobar las dimensiones de los recintos y

equipos, como por ejemplo altura de local, dimensiones de ventanas, etc.

Herramientas varias: Debemos contar con herramientas mínimas que nos permitan acceder

tanto a cuadros eléctricos como a equipos, como son: atornilladores, llaves, cinta adhesiva,

linterna, cámara de fotos, etc.

Elementos de protección personal: Nos permitirán desarrollar nuestra tarea en forma segura

y sin riesgos para nuestra salud, como son: Guante dieléctricos, protección visual y facial, a la

cabeza, etc.



32/222

Figura 1 Termohigrómetro Figura 2 Luxómetro Figura 3 Anemómetro

Figura 4 Cámara

Termográfica

Figura 5 Manómetro diferencial

Figura 6 Cinta métrica



33/222

6 PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR UNA AUDITORÍA ENERGÉTICA EN LA EDIFICACIÓN

La ejecución de una auditoría energética en la edificación tiene una serie de pasos a seguir, los

cuales tienen un orden establecido y se indican a continuación:

- Contacto con el cliente.

- Enviar un cuestionario de preguntas al cliente.

- Solicitar la información mínima para realizar las mediciones.

- Estudio de los planos y diagramas.

- Coordinación de la visita.

- Visita al edificio y toma de medidas.

- Análisis de las mediciones y posibles mejoras a realizar.

- Elaboración del informe y estudio de las mejoras.

- Entrega del informe.

- Presentación del informe al cliente.

- Seguimiento de la evolución del edificio con las mejoras propuestas.

6.1 Contacto con el cliente

Es uno de los primeros pasos en una auditoría, se debe obtener la información de cuales son

las inquietudes que tiene el cliente, el tipo de edificio, superficies, el uso que tiene, el

equipamiento principal, y los tipos de energía que consume el edificio.

Con esta información debemos tener una idea general del edificio, de manera de calcular el

tiempo y el equipamiento a utilizar para realizar el estudio.

En esta primera etapa es necesario asegurar la confidencialidad de la empresa auditora así

como el anonimato de todos los encuestados. Las fases principales de esta etapa son las

siguientes:

-Organizar una reunión preliminar

-Establecer las reglas de confidencialidad y la línea de comunicación

-Asegurarse de que el pesonal técnico y ocupantes del edificio saben que se va a

realizar una auditoría.

6.2 Enviar el cuestionario de preguntas al cliente.

Se debe enviar un cuestionario, de fácil entendimiento, con preguntas concretas y que sean

sencillas de contestar con los datos que se manejan en este tipo de edificios.



34/222

De la información recibida del cliente, sabremos entre otras cosas, el consumo anual de

energía del edificio, el tipo de energía utilizada, los horarios de funcionamiento, el número de

usuarios, saber si cuentan con contadores de energía, etc.

6.3 Solicitar la información mínima para realizar las mediciones.

Junto con el cuestionario se debe solicitar la siguiente información para llevar a cabo la

auditoría:

- Facturas eléctricas de por lo menos un año completo.

- Facturas de gas de por lo menos un año completo.

- Facturas de agua de por lo menos un año completo.

- Horarios de funcionamiento de los recintos del edificio.

- Características constructivas del edificio.

- Planos de planta y elevaciones del edificio, preferentemente en electrónico.

- Planos de instalaciones: Climatización, calefacción, iluminación, fontanería, etc.

- Diagramas de los cuadros eléctricos.

- Características de los principales equipos consumidores de energía, como son

calderas, grupos de frío, servidores, elevadores, etc. (Generalmente si las instalaciones

no son antiguas, existen proyectos de instalaciones).

6.4 Estudio de los planos y diagramas

Se debe de estudiar los planos de manera de conocer la distribución y preparar tanto el

equipamiento a utilizar como los formularios para la toma de datos.

Estudiaremos de los planos el recorrido y distribución que tengan tanto las tuberías de agua

caliente como fría, recorrido de conductos de aire, ubicación de equipos generadores y

terminales, ubicación de luminarias, etc.

Del estudio de los diagramas eléctricos obtendremos la cantidad de analizadores de redes

necesarios y la ubicación donde se instalarán estos equipos.

6.5 Coordinación de la visita.

Se debe coordinar la visita para la toma de datos, así como también quien será el contacto en

el edificio, que nos acompañara durante nuestra visita.

Generalmente esta tarea es encargada al jefe de mantenimiento del edificio, del cual debemos

obtener la máxima cantidad de datos.

Importante es señalar cuando se coordine la visita, que debemos acceder a todos los lugares

del edificio, de manera que quede claro este punto y se pidan con tiempo los permisos



35/222

correspondientes.

Se debe de coordinar también el tipo y la cantidad de equipos que se llevaran verificando el

óptimo funcionamiento de estos.

Con una visita al edificio podemos llevar a cabo una inspección visual del mismo y de sus

instalaciones. Con esto se podrán detectar algunos problemas como aparición de humedades,

goteras, etc. También podremos contrastar la información recopilada sobre el edificio hasta el

momento. Es muy recomendable realizar fotografías al edificio y a las instalaciones, asi como a

posibles deficiencias que se encuentren. Además gracias a las fotos, los informes que se

realicen quedarán más claros.

6.6 Visita al edificio y toma de medidas.

En la visita se debe contar como se señalo anteriormente con todos los instrumentos para

realizar las mediciones, y estos deben estar en óptimas condiciones.

Nuestro contacto nos debe guiar por las instalaciones y debe responder a nuestras dudas,

generalmente estas personas poseen conocimiento técnico y mucha experiencia en el edificio,

por lo que debemos rescatar la máxima información. Como por ejemplo: horario de

funcionamiento de los equipos generadores, edad de las instalaciones y modificaciones que ha

sufrido, intervalo de mantenimiento de los equipos, etc.

En la edificación las instalaciones que existen en la mayoría de los casos son iluminación,

equipos ofimáticos, equipos de bombeo, elevadores, grupos generadores de calor y emisores

de calor, grupos generadores de frío, equipos de aire acondicionado y de ventilación. También

existen en algunos casos cocinas y heladeras o frigoríficos.

Se debe realizar una contabilidad lo mas exhaustiva posible, anotando principalmente el tipo de

equipo, marca y modelo, potencia y consumo eléctrico y el horario de funcionamiento que tiene,

los equipos de consumo importante como por ejemplo, grupos de frío, aire acondicionado,

iluminación, etc., se deben de hacer medidas puntuales de consumo.

La instalación del analizador de redes debe permitir medir el consumo total del edificio, salvo

que se disponga de la curva de carga de la instalación, en este caso que se podrá instalar en

los circuitos aguas debajo que le siguen en consumo.

Las mediciones del nivel de iluminación se realizara en lo posible sin influencia de la

iluminación exterior, y serán tantos puntos como exija la norma, idealmente en los puestos de

trabajo o zonas mas representativas del local. Estas mediciones serán a una altura del suelo

constante para todos los puntos.

Las mediciones de temperatura y humedad se tomaran en las zonas ocupadas de los locales, y

se debe evitar la influencia exterior como son ventanas, equipos de aire acondicionado,

equipos que emitan calor, etc.



36/222

Se medirá la altura de los recintos, así como las dimensiones de ventanas y huecos que posea

el local.

Se hará una contabilidad de la ocupación del local, destacando la hora de entrada y salida del

local.

En los grupos generadores de calor se tomaran tantos datos como sea posible, marca, modelo,

capacidad, dimensiones, consumo, análisis de humos, temperaturas superficiales, datos del

quemador, horario de funcionamiento y tiempo de funcionamiento, temperatura de la sala de

maquinas, temperatura de los fluidos y presión de servicio.

En los grupos de frío se tomaran datos de consumos puntuales, temperaturas de fluidos,

presión de servicio, marca, modelo, capacidad, etc.

En los sistemas de iluminación se anotara el tipo de luminaria, potencia y número de la

lámparas, tipo de encendido, y en el caso de que posean equipo auxiliar se anotara el tipo de

sistema, especificando si son con regulación, electrónicos, electromagnéticos, etc.

En los sistemas de bombeo se anotara la marca, modelo, velocidad de giro, tipo de rodete,

potencia, caudal y presión de trabajo, los horarios de funcionamiento, se tomaran medidas

eléctricas puntuales.

Los equipos ofimáticos se anotara el numero y el tipo, si no son equipos tipo se anotara la

potencia del equipo.

En los sistemas de elevación se anotaran las características del equipo, y se efectuaran

medidas puntuales y se estimara el número de servicios que realiza.

En los equipos de aire acondicionado se anotara las características técnicas como marca,

modelo, capacidad, consumo nominal, caudal de aire y a que recintos prestan servicios, se

harán medidas puntuales y en lo posible se instalara analizadores de redes en los cuadros de

climatización, cuando estos sean de potencia importante.

En los sistemas de producción de agua caliente sanitaria se anotara, principalmente, la

capacidad, marca y modelo del generador, intercambiador, grupo de bombeo, temperatura de

servicio y en lo posible el caudal de agua consumido.

6.7 Estudio de las mejoras y elaboración del informe.

En la elaboración del informe se debe tener presente que el contenido mínimo debe ser el siguiente:

DATOS GENERALES

DATOS DE IDENTIFICACIÓN DE LA EMPRESA/EDIFICIO

Razón social de la empresa, domicilio de la factoría, CNAE 93, contacto, etc.

Identificación de la empresa consultora.



37/222

DATOS DE PRODUCCIÓN

Régimen del establecimiento.

Número de emplead@s.

Régimen de funcionamiento.

Grado de utilización de la capacidad productiva (%).

Estructura de costes (% sobre el valor de la producción).

Materias primas.

Combustible y energía.

Mano de Obra, etc.

Principales materias primas (nombre y cantidad anual).

Principales productos obtenidos (nombre y cantidad anual).

Procesos productivos (explicación y diagrama de flujo según producto)

DATOS ENERGÉTICOS

Consumo anual de energía eléctrica. Copia de las facturas originales de los dos últimos años.

Consumo anual de energía térmica, y combustibles utilizados. Copia de las facturas originales de los dos

últimos años.

MEDICIONES REALIZADAS

Relación de medidas de campo y datos obtenidos, detallando fechas y duración de las campañas,

características de los equipos utilizados, etc.

ANÁLISIS ENERGÉTICO DEL CENTRO EN LAS CONDICIONES ACTUALES

CONSUMO ANUAL Y DISTRIBUCIÓN DE CONSUMOS DE ENERGÍA

Curva de consumo eléctrico horario del sistema.

Distribución del consumo anual térmico y eléctrico por proceso.

Consumo anual térmico y eléctrico de los principales equipos consumidores de energía, indicando su

localización en el proceso de producción así como sus características técnicas.

Consumo anual térmico y eléctrico de las operaciones auxiliares (Climatización, alumbrado, aire

comprimido, etc.)

Autoproducción de energía térmica y eléctrica: energía eléctrica generada, comprada y vendida a la red,

combustibles adquiridos y otras características de los fluidos térmicos generados.

CONSUMOS ESPECÍFICOS Y COSTES ENERGÉTICOS

Consumo específico térmico y eléctrico (kWh/unidad) por producto.

Consumo específico térmico y eléctrico (kWh/unidad) por proceso u operación.



38/222

Consumo específico térmico y eléctrico (kWh/unidad) por equipos.

Análisis de los costes de energía térmica y eléctrica.

ACTUACIONES PROPUESTAS

Las propuestas de eficiencia energética que se recomiendan deben ser justificadas técnicamente y

económicamente indicando en cada una de ellas:

Descripción de la medida.

Ahorro térmico y eléctrico expresados en términos de energía y de consumo específico.

Ahorro coste energético.

Inversiones asociadas y tiempo de retorno.

Plazo de ejecución de la medida propuesta.

Replicabilidad de la medida adoptada.

Las propuestas que se hayan desestimado, indicar la causa aunque no justificada.



39/222

7 FORMULARIO TIPO

7.1 DATOS GENERALES DE LA EMPRESA

DATOS GENERALES DE LA EMPRESA

DATOS DE LA EMPRESA

NOMBRE DE LA EMPRESA

DOMICILIO SOCIAL

POBLACIÓN

PROVINCIA

CÓDIGO POSTAL

RUBRO

PERSONA DE CONTACTO

NOMBRE Y APELLIDOS

CARGO

TELEFONO

E-MAIL

TÉCNIC@ DE AUDITORÍA

NOMBRE Y APELLIDOS

TELEFONO

E-MAIL

FECHA



40/222

7.2 DATOS GENERALES Y DE PRODUCCIÓN

DATOS GENERALES DE PRODUCCIÓN

UTILIZACIÓN DE LAS INSTALACIONES

NUMERO DE EMPLEADOS Nº

JORNADA LABORAL Horas/día

DÍAS A LA SEMANA Días/semana

DÍAS AL AÑO Días/año

HORARIO DE ENTRADA invierno /verano

HORARIO VERANO invierno /verano

SUPERFICIE DEL EDIFICIO

SUPERFICIEN PARCELA m2

SUPERFICIEN CONSTRUIDA m2

Nº PLANTAS unidad

TIPO DE ACTIVIDAD QUE SE REALIZA EN EL EDIFICIO.



41/222

INSTALACIONES CON LAS QUE CUENTA EL EDIFICIO

TIPO DE INSTALACIÓN SI NO

ILUMINACIÓN INTERIOR/ EXTERIOR

EQUIPOS OFIMATICOS

ASCENSOR

EQUIPOS DE CLIMATIZACIÓN

SERVIDORES

CALDERAS O GRUPOS TERMICOS

DEPOSITOS DE ACS

COCINAS

OTROS

DESCRIPCION DE LAS INSTALACIONES

DATOS GENERALES DE PRODUCCIÓN



42/222

7.3 DATOS ENERGÍA ELECTRICA

DATOS ENERGÍA ELECTRICA

DATOS GENERALES Y DE CONSUMO ELECTRICO.

COMPAÑÍA COMERCIALIZADORA

COMPAÑÍA DISTRIBUIDORA

CONSUMO A TARIFA (SI/NO)

TENSIÓN DE ACOMETIDA (230V-380 V)

POTENCIA CONTRATADA (kW)

CONSUMO ULTIMO AÑO (kWh/año)

PRECIO PROMEDIO (€/kWh)

TIPO DE CONTRATO:

- TARIFA

- POTENCIA COTRATADA (kW)

- DISCRIMINACIÓN HORARIA

AUTOPRODUCCIÓN:

- TIPO DE SISTEMA

- ENERGÍA PRODUCIDA (kWh/año)

FACTURACIÓN ELECTRICA

SE SOLICITA LA FACTURACIÓN ELECTRICA DE POR LO MENOS UNA AÑO



43/222

7.4 DATOS COMBUSTIBLES

COMBUSTIBLES

DATOS GENERALES Y DE CONSUMO GAS NATURAL

COMPAÑÍA COMERCIALIZADORA


CONSUMO A TARIFA



DATOS GENERALES Y DE CONSUMO PRODUCTOS PETROLIFEROS

TIPO DE COMBUSTIBLE


CONSUMO A TARIFA



DATOS GENERALES Y DE CONSUMO OTROS COBUSTIBLES

TIPO DE COMBUSTIBLE


CONSUMO A TARIFA





44/222

7.5 OTRAS FUENTES DE ENERGÍA

OTRAS FUENTES DE ENERGÍA

ENERGÍAS SOLAR TERMICA

POTENCIA INSTALADA (kW)

SUPERFICIE INSTALADA (m2)

APORTE DE ENERGÍA ANUAL (kWh/año)

UTILIZACIÓN

TIPO DE SISTEMA

ENERGÍAS SOLAR FOTOVOLTAICA

POTENCIA INSTALADA (kW)

SUPERFICIE INSTALADA (m2)

APORTE DE ENERGÍA ANUAL (kWh/año)

UTILIZACIÓN

TIPO DE SISTEMA

OTRAS ENERGÍAS ESPECIALES

AIRE COMPRIMIDO (kWh/año

Equivalentes)

VAPOR DE AGUA (TEP/año)



45/222

7.6 INFORMACIÓN A SUMINISTRAR

INFORMACIÓN A SUMINISTRAR

FACTURAS ELECTRICAS

PERIODO MÍNIMO 12 MESES Copia, formato electrónico

FACTURAS COMBUSTIBLES U OTRA FUENTE DE ENERG

PERIODO MÍNIMO 12 MESES Copia, formato electrónico

PLANOS Y DIAGRAMAS

ESQUEMAS ELECTRICOS ACOMETIDA GENERAL

CARACTERISTICAS CONSTRUCTIVAS DEL EDIFICIO muros, techo, ventanas

PLANOS DE DISTRIBUCIÓN DEL EDIFICIO planta y elevaciones

PLANOS DE LA INSTALACIÓN DE ILUMINACIÓN distribución, características

PLANOS DE LA INSTALACIÓN DE CLIMATIZACIÓN

PLANOS DE LA INSTALACIÓN DE VENTILACIÓN

CARACTERISTICAS PRINCIPALES DE LOS EQUIPOS

DE GENERACIÓN TERMICA.

Marca, modelo y potencia.

CARACTERISTICAS DE OTROS EQUIPOS

CONSUMIDORES DE ENERGÍAS

Ascensores, grupos de presión, etc.

HORARIOS DE FUNCIONAMIENTO

HORARIO LABORAL INVIERNO

HORARIO LABORAL VERANO

OTRA INFORMACIÓN RELEVANTE



46/222

8 CONSUMOS DE EQUIPOS OFIMÁTICOS Y OTROS CONSUMIDORES DE ENERGÍA

Imagen de referencia Tipo de

artefacto Co

ns

um

o

no

rma

l(W

)

Co

ns

um

o

esp

era

(W)


artefacto Co

ns

um

o

no

rma

l(W

)

Co

ns

um

o

esp

era

(W)

Ordenador de

sobremesa 225 25

Impresora

Inyección a

tinta

40 8

Ordenador de

sobremesa

pantalla LCD

175 22

Impresora

láser b/n 300 9

Ordenador

portátil 36 5

Impresora

láser b/n

grupo

650 40

Fax inyección

a tinta 25 2

Plotter 800 105

Fax

transferencia

térmica

160 2

Proyector 240 5

Fax laser 1032 5,5

Scaner 17 6,4

Fotocopiadora

Grande 1100 43

Extractor de

baño

230 m3/h

30

Fotocopiadora

Pequeña 800 32

Maquina de

agua

(calor/frío)

420 120



47/222


artefacto Co

ns

um

o

no

rma

l(W

)

Co

ns

um

o

esp

era

(W)


artefacto Co

ns

um

o

no

rma

l(W

)

Co

ns

um

o

esp

era

(W)

Secador de

manos 2300

TV color 14"

en stanby 10

Ventilador 75

TV color 14"

encendido 85

Procesadora

de alimentos 350

Batidora 100

Cafetera

850W 850 0

Aspiradora 700

Horno

Microonda 1300 5

Secador de

cabello 500

Heladera 250

Cafetera

450W 450

Heladera con

freezer 400

Plancha a

vapor 1200



48/222

9 EJEMPLO DE TOMA DE MEDIDAS EN AUDITORÍAS ENERGÉTICAS

9.1 Ejemplo mediciones en el cuadro eléctrico

Funciones de un cuadro eléctrico

El cuadro eléctrico es fundamental para minimizar los riesgos por sobrecargas o cortocircuitos

en la instalación. Normalmente está compuesto por tres elementos:

Interruptor de Control de Potencia (ICP)

Evita daños en tu instalación eléctrica en caso de sobrecargas, y controla que la potencia

utilizada se ajusta a la contratada, la que soporta la instalación.

Interruptor Diferencial (ID)

Sirve para desconectar la instalación eléctrica de forma rápida cuando hay una fuga a tierra.

Así, si alguna persona toca un aparato averiado se desconecta, evitando riesgo de

electrocutamiento.

Pequeños Interruptores Automáticos (PIA`s)

Protegen de los incidentes producidos por los cortocircuitos o sobrecargas en cada uno de los

circuitos interiores: Iluminación, climatización, calefacción, ofimáticas, electrodomésticos...

Para la instalación del analizador de redes en cuadro eléctrico debemos tener claro cuales



49/222

son los puntos donde nos interesa medir, para ello tenemos que contar necesariamente con el

esquema eléctrico.

Por ejemplo en el esquema anterior nos interesara conocer el consumo total de la

instalación, para ello instalaremos el analizador de redes en el punto Nº1 indicado en la figura.

A partir de cierta potencia contratada, las compañías eléctricas nos pueden proporcionar las

curvas de carga de la instalación de un año completo, pero siempre es mejor realizar las

mediciones y compararlas con estas.

El consumo de la iluminación interior en la edificación suele permanecer encendida durante

toda la jornada laboral, salvo ocasiones en que se apagan durante la hora de la comida.

Por lo que se puede obtener el consumo tomando medidas puntuales en C1, teniendo presente

de encender el máximo de luces de la instalación y relacionarlo con el horario laboral.

hora 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

% 0 0 0 0 0 0 0 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 0 0 0 0 0

La iluminación exterior C2 dependerá del tipo de control que tenga y de las horas de luz

según la época del año, pero se puede seguir el procedimiento anterior para conocer su

consumo.

hora 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

% 0 0 0 0 0 100 100 100 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100 100 100 100 100

Los equipos ofimáticos (ordenadores) al igual que la iluminación interior tienen un

funcionamiento similar, se encienden desde el inicio de la jornada laboral hasta el término de

esta. Su consumo se puede obtener de una medida puntual en el circuito C3 y asociarla al

horario laboral.

hora 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

% 0 0 0 0 0 0 0 100 100 100 100 100 100 100 50 50 100 100 100 0 0 0 0 0

En el circuito C4 destinado a fuerza, se incluyen el resto de los equipos consumidores de

energía, como por ejemplo microondas, cafeteras, ventiladores de sobremesa, etc. que tienen

un uso esporádico dentro de la jornada laboral.

Se tomaran medidas puntuales en este circuito y su consumo anual se puede obtener por

descarte de la curva de carga de la instalación.

hora 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24



50/222

% 0 0 0 0 0 0 0 100 100 100 100 100 100 100 50 50 100 100 100 0 0 0 0 0

Los servidores C5 suelen tener un funcionamiento constante las 24 horas del día y siempre

están asociadas a un equipo de aire acondicionado que extrae el calor generado por estos

equipos.

Su consumo se puede obtener de la curva de carga de la instalación o tomando una medida

puntual en el circuito C5 y asociarla al horario de funcionamiento.

hora 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

% 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100



51/222

ANÁLISIS DE LOS DATOS DE LA CURVA DE CARGA

Figura 1 Curva de carga de una instalación

Potencia total (W)

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

12.000

13.000

14.000

15.000

16.000

17.000

18.000

19.000

20.000

21.000

22.000

23.000

24.000

25.000

26.000

27.000

28.000

29.000

30.000

14:0

0

15:1

5

16:3

0

17:4

5

19:0

0

20:1

5

21:3

0

22:4

5

0:0

0

1:1

5

2:3

0

3:4

5

5:0

0

6:1

5

7:3

0

8:4

5

10:0

0

11:1

5

12:3

0

13:4

5

15:0

0

16:1

5

17:3

0

18:4

5

20:0

0

21:1

5

22:3

0

23:4

5

1:0

0

2:1

5

3:3

0

4:4

5

6:0

0

7:1

5

8:3

0

9:4

5

11:0

0

12:1

5

13:3

0

14:4

5

16:0

0

17:1

5

18:3

0

19:4

5

21:0

0

22:1

5

23:3

0

P total

Jueves Viernes Sabado

Figura 2 Curva de carga desglosada

Potencia total (W)

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

12.000

13.000

14.000

15.000

16.000

17.000

18.000

19.000

20.000

21.000

22.000

23.000

24.000

25.000

26.000

27.000

28.000

29.000

30.000

14:0

0

15:1

5

16:3

0

17:4

5

19:0

0

20:1

5

21:3

0

22:4

5

0:0

0

1:1

5

2:3

0

3:4

5

5:0

0

6:1

5

7:3

0

8:4

5

10:0

0

11:1

5

12:3

0

13:4

5

15:0

0

16:1

5

17:3

0

18:4

5

20:0

0

21:1

5

22:3

0

23:4

5

1:0

0

2:1

5

3:3

0

4:4

5

6:0

0

7:1

5

8:3

0

9:4

5

11:0

0

12:1

5

13:3

0

14:4

5

16:0

0

17:1

5

18:3

0

19:4

5

21:0

0

22:1

5

23:3

0

Servidores

Ilumi exterior

Ilum. Interior

Ofimatica

fuerza

Aire acond.

Jueves Viernes Sabado



52/222

9.2 Ejemplo mediciones en generadores de agua caliente

Las mediciones realizadas en los generadores de agua caliente nos deben permitir conocer el

estado de estos equipos.

Una forma de conocer su estado, es a través del calculo de:

Rendimiento instantáneo de la combustión: nos permite conocer el estado del conjunto

caldera -quemador en un instante y en condiciones estables.

donde qrcqiqsPerdidas

qs : perdidas de calor sensible por la chimenea.

qi : Perdidas de calor por inquemados.

qrc : Perdidas por radiación en el cuerpo de la caldera.

Rendimiento útil: Es el calor aportado al agua en % sobre el PCI del combustible.

100100

ecombustiblecombustibl

aguaadquiroútil CPCI

Tcpm

CPCI

Q

Donde

m: Caudal de agua que circula por la caldera

Cp: Calor especifico del agua

DT: Diferencia de temperatura entre la entrada y salida de la caldera.

Rendimiento estacional: Es el calor aportado por la caldera a lo largo de un año.

100)(...

24

anual

útilestacional CTeTiICP

IxPGdx

Pnominal 330 kW Potencia nominal de la caldera

instantáneo 89,06 % Rendimiento instantáneo de la calderaGd 1403 ºC Grados/día 15/15 según Norma UNE 100001-2001

PCI 10,81 kWh/m3 Poder calorífico inferior del gas naturalI 0,46 Factor de intermitencia de la instalación.Tinterior 20 ºC Temperatura interior del edificio

Texterior -6 ºC Temperatura exterior

Canual 18417,7 m3Consumo de combustible para el año anterior

estacional 88 % Rendimiento estacional de la instalación.

Por lo tanto la información recabada análisis de gases de la combustión como datos físicos nos

debe permitir el cálculo de estos parámetros.



53/222

Datos del grupo generador MarcaModeloTipoCapacidadPresión de trabajoAño de FabricaciónÁrea frontalÁrea traseraÁrea envolvente

Datos del quemador MarcaModeloTipo de modulaciónConsumoPresión de trabajoAño de Fabricación

Generalmente estos datos están en la placa del equipo y el quemador, muchas veces en

los equipos antiguos es complicado encontrar los catálogos, por ello, hay que tomar la

mayor cantidad de datos.

Toma de temperaturas superficiales en el grupo generador Temperaturas superficiales

T1 T2 T3 T4 T5 T6 T7 T8 T9 T10

Área frontalÁrea traseraÁrea envolvente

No hay un número mínimo de mediciones de temperatura,

quedando a criterio del auditor la cantidad de manera que permita

establecer una temperatura media de las paredes de la caldera.

Mediciones de parámetros en el quemador Ciclo Arranque

(hr)Parada

(hr)Consumo

combustible

(m3 ó litros)

Consumo eléctrico

(W)



54/222

Mediciones en los humos de combustión Medida 1 2 3 Parámetros

Tª (ºC) amb. Temperatura de la sala de calderasTª humos (ºC) Temperatura de humos

CO2 (%) Contenido de dióxido de carbono (CO2 )O2 (%) Contenido de oxígeno (O2 )

CO (ppm) Contenido de monóxido de carbono (CO)qA (%) Porcentaje de inquemados

λ Exceso de aireTiro de chimenea Tiro de la chimenea (Pa)Rendimiento (%) Rendimiento de la combustión

Características del recirculador de agua caliente Bomba

Marca

Modelo

Velocidad de giro

Caudal nominal

Presión (Pa)

Consumo eléctrico (W)

Mediciones en el fluido del grupo generador de agua caliente Medida 1 2 3 Parámetros

Tª (ºC) ida Temperatura ida del agua calienteTª (ºC) retorno Temperatura de retorno del agua calienteDiferencia de presión (Pa)

Diferencia de presión en la bombasurtidora (Pa)

Diametro de tubería Diametro de tubería de ida y retorno (in)Caudal Caudal que circula por la tubería (m3/hr)

Consumo eléctrico Consumo electrico del recirculador



55/222

9.3 Ejemplo mediciones del nivel de iluminación

El objetivo del cálculo del nivel de iluminación es determinar el valor de la eficiencia energética

(VEEI) del recinto, según lo señalado en el documento H3 de CTE, y de la comparación de los

resultados con este documento, evaluar las posibles mejoras al sistema de iluminación del

recinto. (Además del posible aprovechamiento de la luz natural)

Para realizar una correcta medición de los niveles de iluminación se debe medir en las

condiciones normales de funcionamiento del recinto teniendo en cuenta lo siguiente:

Se deben realizar medidas en las zonas donde se realiza la tarea

En las zonas de uso general se medirá a 0,85 metros del nivel del suelo

En las zonas de circulación se medirá a nivel del suelo.

Se deben realizar un número de mediciones mínimas según la superficie del recinto.

Como el objetivo es revisar el nivel de iluminación que producen las lámparas, se

procederá a medir sin influencias externas al sistema.

VEEI = (P x 100)/(S x Em)

Donde

P: Potencia total instalada en lámparas más los equipos auxiliares (W), este valor se obtiene de

la contabilidad realizada.

S: Superficie iluminada (m2)

Em: La iluminacia media horizontal (lux), este valor se obtiene de las mediciones en el recinto.

Para determinar el número mínimo de puntos a medir en cada recinto se utilizara el índice del

local (K), y se establecen los siguientes criterios:

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

K=(L x A) / (H x (L+A))

Donde

L: Longitud del local

A: Anchura del local

H: Distancia del plano de trabajo a las luminarias.

La siguiente tabla muestra un ejemplo para obtener este valor.

Uso de recinto Área (m2) Potencia

instalada (W)

Em

(lux)

VEEI VEEI límite

Oficinas 25 200 500 1,6 3,5



56/222



57/222

10 CONTABILIDAD ENERGÉTICA

10.1 Ejemplo contabilidad en sistemas de iluminación

En la edificación se utilizan una gran variedad de luminarias, siendo la más común la

iluminación por fluorescente, para conocer y asignar el consumo de iluminación debemos

conocer que tipo de lámparas y equipo auxiliar poseen estas luminarias.

En la tabla siguiente se ejemplifica la contabilidad de un sistema de iluminación

Imagen de

referencia

Nº

Lu

min

aria

s

Tipo de

Luminaria

Tipo de Lámpara

Potencia

Tipo de Balasto

Nº

lámparas

por

luminaria

Tipo de

encendido

30

Luminaria

Fluorescente

empotrable

con pantalla

reflectora

Tubo fluorescente

de 26mm de 36 W

Balasto electrónico

4 Encendido

manual

20

Luminaria

Down Light

empotrada

Fluorescente Bajo

consumo 15W

Compacta integrada

1 Encendido

manual

4

Luminária

reflectora de

lámpara de

descarga

Vapor de mercurio

de alta presión HPL

400 W

1

Encendido

desde int.

Automático

cuadro eléctrico

8 Proyector de

ángulo variable

Lámpara halógena

de 20 W 1

Encendido

manual

4 Proyector de

ángulo variable

Lámpara e vapor de

Sodio alta presión

SDW 100 W

1

Encendido por

sensor de

movimiento

25 Luminaria de

emergencia

Lámpara

fluorescente de 8W 1

Encendido

automático en

caso de falla



58/222

Tabla 1 EQUIPOS AUXILIARES DE LÁMPARAS

Imagen de referencia Descripción

Equipo compacto lámparas

de vapor de sodio

Balasto electrónico

Balasto electromagnético

Cebador electrónico



59/222

10.2 Ejemplo contabilidad en equipos ofimáticos y otros

Ofimática: Se debe anotar la cantidad, el tipo y la potencia de ordenadores, impresoras, fax,

fotocopiadoras, escáner, proyectores, etc. Muy importante es asignarle un horario de

funcionamiento y las horas de operación dentro de este horario.

Otros equipos: Dentro de la edificación nos encontraremos con otros equipos consumidores

de energía como son por ejemplo: cafeteras eléctricas, microondas, frigorífico, maquinas de

agua, ventiladores de pedestal, equipos de música, televisores, secamanos, etc.

Para estimar su consumo debemos anotar la cantidad de equipos, potencia, horario de

funcionamiento y horas de operación dentro de este horario.

Imagen de referencia Tipo de artefacto C

anti

dad

equ

ipo

s

Co

nsu

mo

no

rmal

(W)

Ho

rari

o

Ho

ras/

día

op

erac

ión

Día

s x

sem

ana

Ordenador de sobremesa 20 225 08:00

19:00 8 5

Ordenador de sobremesa

pantalla LCD 5 175

08:00

19:00 8 5

Ordenador portátil 2 36 08:00

19:00 6 5

Fax inyección a tinta 1 25 08:00

19:00 1 5

Impresora láser b/n grupo 1 650 08:00

19:00 3 5

Heladera 1 250 00:00

24:00 24 7



60/222

10.3 Ejemplo contabilidad en equipos servidores

Las salas de servidores poseen equipos que tienen un funcionamiento constante las 24 horas

del día, durante todo el año, para calcular su consumo debemos conocer la potencia instalada

sin intervenir a estos equipos, anotaremos los datos de las placas o en su defecto mediremos

en el circuito que alimenta esta sala.

Además anotaremos las características del equipo de aire acondicionado asociado.

Imagen de referencia

Tipo

Marca

Modelo

Ser

vici

o

Po

ten

cia

Fri

g.(

W)

Can

tid

ad

Co

nsu

mo

Frí

o/C

alo

r (W

)

op

erac

ión

(Ho

ras/

año

)

Fac

tor

Inte

rmit

en

cia

Co

nsu

mo

(kW

h/a

ño

)

Informática - 1 4500 8760 1 39420

Split solo frío

Inverter

Sala

servidores3900 1 1060 8000 1 8480



61/222

10.4 Ejemplo contabilidad en equipos de Refrigeración

El consumo de los equipos de aire acondicionado depende de factores como las condiciones

exteriores, interiores, cerramientos, ocupación, tipo de control, etc.

Por lo que su consumo suele variar a lo largo del día, como se muestra en la figura siguiente.

Figura 3 Curva de consumo característica de un sistema de climatización

Figura 4 Evolución de la temperatura exterior en verano

Algunos equipos poseen sistemas que permiten variar la capacidad frigorífica y el consumo

eléctrico según los requerimientos de los locales.

Por lo tanto los datos que nos ayudaran a desglosar el consumo de estos equipos serán:



62/222

Marca y modelo

Capacidad frigorífica y capacidad calorífica COP o EER

Consumo eléctrico

Tipo de control y regulación

Caudal de agua o aire

Régimen de funcionamiento, horario y estimación de horas de funcionamiento al año


Tipo

Marca

Modelo

Ser

vici

o

Po

ten

cia

F

rig

. /ca

lor.

(W

)

Can

tid

ad

Co

ns

um

o

Frí

o/C

alo

r (W

)

op

erac

ión

fr

ío/c

alo

r (H

ora

s/añ

o)

CO

P

EE

R

Tip

o d

e co

ntr

ol

Split BBA calor

Inverter Oficina

3920

4140 1

1060

1290

980

1500 3

Termostato

ambiente

Mult.-Split

bomba de calor

2 unid. Interior/1

unid. Exterior

Oficina 5000

5200

2int

1ext

1560

1600

980

1500 3,2

Termostato

ambiente

Roof Top

Bomba de calor Edificio

46500

50600 1

17200

18200 2000 2,7

Termostato

ambiente

Enfriadora

condensación

por aire

Edificio 178000 1 89000 2400 2 Control

centralizado

UTA Unidad de

tratamiento de

aire exterior

Edificio80000

1200001 1500 2400

Termostato

ambiente

sonda CO

Fan coil de

conductos Oficinas

2750

3580 30 82 2400

Termostato

ambiente



63/222

10.5 Ejemplo contabilidad en equipos de Calefacción

Para calcular el consumo asociado al sistema de Calefacción, debemos tomar los siguientes

datos:

Marca y modelo de los equipos, potencia eléctrica, caudal de agua o aire, presión estática,

horas de operación el equipo, sistema de control.

En el caso de radiadores se anotara el tipo de emisor, numero de elementos, altura, tipo de

instalación (empotrada, cubreradiadores, monotubo o bitubo), tipo de control, tipo de

regulación, las temperaturas de entrada y salida del agua.

Imagen de

referencia

Tipo

Marca

Modelo

DP

Po

ten

cia

Tér

mic

a(kW

)

Cau

dal

(m

3/h

)

Can

tid

ad

Po

ten

cia

equ

ipo

(W

)

Ho

ras/

día

o

per

ació

n

Quemador GN

2 Etapas

199

365

16/30

de GN 1 1100 12

Bomba

centrifuga

4 m3/h

3mca 1 141 12



64/222

10.6 Ejemplo contabilidad en equipos de Ventilación

Para calcular el consumo destinado a los equipos de ventilación debemos tomar los siguientes

datos:

Marca y modelo, Potencia eléctrica, caudal de aire y presión estática, horas de operación al

día, tipo de control y tipo de regulación.

Algunos equipos de ventilación como los extractores de baños están comandados por un

sensor de movimiento o temporizadores, por lo que habrá que estimar el numero de usuarios y

anotar el tiempo de funcionamiento del equipo en cada intervalo.


Tipo

Marca

Modelo

DP

Ser

vici

o

Tip

o d

e

con

tro

l

Cau

dal

de

aire

(m

3/h

)

Can

tid

ad

Po

ten

cia

equ

ipo

(W

)

Ho

ras/

día

op

erac

ión

Nº

usu

ario

s

Tie

mp

o

fun

ci. (

h)

Caja de

Ventilación

25 m.m.c.a.

Inyección

de

aire

exterior

Control

centralizado8000 1 1500 12 - -

Ventilador axial

Extracción

de

Baños

Sensor de

movimiento1400 1 64 - 5 0,03

Extractor

centrifugo

Extracción

de la

cocina

Interruptor

manual 1200 1 300 4 - -



65/222

10.7 Ejemplo contabilidad en Ascensores

Ascensor: para obtener el consumo de los ascensores será necesario recolectar la siguiente

información.

Marca, modelo, carga máxima, numero de ocupantes máximos, tipo de regulación, etc.

Pasc: Potencia del ascensor (W/servicio).

v: velocidad del ascensor (m/s)

N: Numero usuarios del edificio

Pisos: Numero de pisos del edificio

H: Altura de cada piso (3 m)

Dm: días de operación al mes (días/mes)


Tipo

Marca

Modelo

Carga max.

Ocup. Máx.

año

Can

tid

ad

Po

ten

cia

equ

ipo

(kW

)

Vel

oci

dad

(m

/s)

Nº

usu

ario

s/d

ía

Día

s x

mes

Nº

pis

os

Alt

ura

pis

os

(m)

Ascensor

OTIS

400 kg

5 personas

2001

2 5,5 0,63 70 20 10 3,5



66/222

10.8 Ejemplo contabilidad en sistemas de producción de ACS por resistencia eléctrica.

ACS: para obtener el consumo relacionado al calentamiento de agua sanitaria habrá que

recabar los siguientes datos:

- Marca, modelo, capacidad (litros)

- Potencia eléctrica (W)

- Tiempo de calentamiento (horas).

- Temperatura de consumo o almacenamiento y de la red. (ºC)

- Numero de usuarios

- Consumo de agua relacionado al ACS.(litros)

Imagen de referencia Marca

Modelo S

ervi

cio

Can

tid

ad

Cap

acid

ad (

l)

Po

ten

cia

equ

ipo

(W

)

Nº

usu

ario

s

Co

nsu

mo

x

usu

ario

l/d

ía

Tº

serv

icio

Tº

red

Tie

mp

o d

e ca

len

tam

ien

to

(h)

Producción

de ACS a

45 ºC

1 150 1800 20 8 45 11 3,4

- En edificios el consumo aproximado a 60ºC es de 8 litros por persona según ATECYR

- Si se desconoce el numero de usuarios se puede utilizar el consumo por artefacto de la

siguiente tabla, (CTE)



67/222

11 CALCULOS DE CONSUMOS

11.1 CALCULO DEL CONSUMO EN ILUMINACIÓN

Iluminación interior: en oficinas por lo general se enciende cundo comienza la jornada laboral

y permanece encendida hasta que esta termina. Su consumo se puede obtener tomando una

medida puntual en el PIA del cuadro (interruptor automático) con toda la iluminación encendida

y asociarla al horario de operación.

Iluminación exterior: dependerá del número de horas de luz de la época del año y del sistema

de encendido (manual o automático). Su consumo se puede obtener con una medida puntual

en el PIA del cuadro y analizando la curva de carga de la instalación. Como se observa en el

siguiente ejemplo.

Figura 5 Curva de carga instalación, por sistemas

En ambos casos una vez realizada la contabilidad energética se puede obtener el consumo del

sistema de iluminación utilizando la siguiente ecuación:

Ci = N x ((Pi + Paux) x Ho)/1.000 x Dm x Ma

Donde

Ci: Es el consumo en iluminación por tipo de lámpara a lo largo de todo un año en (kWh/año).

N: número de lámparas de cada tipo.

Pi: Potencia de la lámpara (W).

Paux: Potencia del equipo auxiliar (W).

Ho: horas de operación del equipo al día (hr/día).

Dm: días laborales al mes (días/mes).

Ma: meses al año de trabajo (mes/año)



68/222

Tabla 2 CÁLCULO DEL CONSUMO DEL SISTEMA DE ILUMINACIÓN

Imagen de referencia Tipo de artefacto

(potencia de referencia) Can

tid

ad

equ

ipo

s

Po

ten

cia

Lám

par

a(W

)

Po

ten

cia

E.a

ux.

(W)

Ho

ras/

día

op

erac

ión

Día

s x

mes

Co

nsu

mo

(kW

h/a

ño

)

Tubo fluorescente 16mm

4-6-8-13 (W)


14-15-18-25-30-36-38-58

(W)


14-15-20-25-40-65-75-

100(W)

Lámpara fluorescente

circular 22-32-40 (W)

Lámpara fluorescente

compacta integrada LFC

5-8-11-15-20-23-27(W)

Lámpara incandescente

15-25-40-60-75-100-150-

200- 300 (W)

Lámpara halógena

20-35-50 (W)

Lámparas de vapor de

Mercurio alta presión HPL

50-80-125-250-400 (W)

Lámparas de vapor de Sodio

alta presión SDW

50-100-400 (W)

Lámparas de vapor de Sodio

baja presión SOX

35-55-90-135 (W)



69/222

Tabla 3 CLASIFICACIÓN DEL CONJUNTO LAMPARA BALASTO



70/222

11.2 Calculo de consumo en equipos ofimáticos y otros

Ofimática: Los ordenadores al igual que la iluminación interior, por lo general están encendidos

durante todo el día laboral, su consumo es relativamente constante por lo que se puede

obtener realizando medidas puntuales en PIA del cuadro eléctrico, y contrarrestarlo con la

contabilidad realizada.

Fuerza: En este circuito se encuentran el resto de los equipos como son: fotocopiadoras,

scanner, impresoras, fax, proyectores, cafeteras eléctricas, etc. Los cuales tienen un

funcionamiento esporádico durante el día, por lo que, para obtener su consumo se debe

realizar estimación conociendo la potencia y el numero de horas de funcionamiento de cada

equipo.

Se puede utilizar la siguiente expresión para estimar el consumo:

Ce = N x (Co x Ho + Ce x (Hd-Ho))/1.000 x Dm x Ma

Donde

C: Es el consumo de los equipos ofimáticas y otros a lo largo de todo un año en (kWh/año).

N: número de equipos de cada tipo.

Co: Consumo del equipo en operación normal (W).

Ce: Consumo del equipo en modo espera o stand by (W).

Ho: horas de operación del equipo al día (hr/día).

Hd: número de horas laborales al día (hr/día).

Dm: días laborales al mes (días/mes).

Ma: meses al año de trabajo (mes/año)



71/222

En la tabla siguiente se muestra una forma de obtener el consumo de esto equipos una vez

realizada la contabilidad.

Tabla 4 CALCULO DEL CONSUMO DE EQUIPOS

Imagen de referencia Tipo de artefacto

Can

tid

ad

equ

ipo

s

Co

nsu

mo

no

rmal

(W)

Co

nsu

mo

esp

era

(W)

Ho

ras/

día

op

erac

ión

Día

s x

mes

Co

nsu

mo

(kW

h/a

ño

)

Ordenador de sobremesa 225 25

Ordenador de sobremesa

pantalla LCD 175 22

Ordenador portátil 36 5

Fax inyección a tinta 25 2

Fax transferencia térmica 160 2

Fax laser 1032 5,5

Fotocopiadora Grande 1100 43

Fotocopiadora Pequeña 800 32

Impresora Inyección a

tinta 40 8



72/222

Impresora láser b/n 300 9

Impresora láser b/n grupo 650 40

Plotter 800 105

Proyector 240 5

Scaner 17 6,4

Maquina de agua

(calor/frío) 420 120

Secador de manos 2300

Ventilador 75

Procesadora de alimentos 350

Cafétera 850W 850 0

Horno Microonda 1300 5



73/222

Heladera 250

Heladera con freezer 400

TV color 14" en stanby 10

TV color 14" encendido 85

Batidora 100

Aspiradora 700

Secador de cabello 500

Cafétera 450W 450

Plancha a vapor 1200

Extractor de baño

230 m3/h 30



74/222

11.3 Calculo de consumo en sala de servidores

Servidores: son equipos que tienen un funcionamiento constante las 24 horas del día, durante

todo el año, por lo que su consumo se podría obtener con una medida puntual o a través de la

curva de carga de la instalación cuando no hay otros equipos que funcionen fuera del horario

laboral. Estos equipos siempre tienen asociados un equipo de refrigeración, que se encargan

de contrarrestar el calor generado por el servidor.

Se puede utilizar esta expresión:

Donde

Cserv: es el consumo de la sala de servidores a lo largo de un año. (kWh/año)

Ps: Potencia promedio de la sala de servidores obtenida de la curva de carga de la instalación

o por medidas puntuales en el circuito en el cuadro eléctrico. (W)

Ho: horas de operación al día (h/día)

Da: días de operación al año (días/año)

DaHo

PsCserv 1000

)(



75/222

11.4 Calculo de consumo en equipos de Refrigeración

Aire acondicionado: En este circuito están todos los equipos de climatización como por

ejemplo: Equipos individuales, equipos compactos, torres de refrigeración, enfriadoras, fan-coil,

manejadoras de aire, equipos de bombeo, etc.

Como su funcionamiento depende de las condiciones ambientales interiores y exteriores, su

consumo se debe desglosar y estimar a través de medidas puntuales en cada equipo y la curva

de carga obtenida por el analizador de redes instalado en este PIA.

Figura 6 Curva de consumo característica de un sistema de climatización

Figura 7 Evolución de la temperatura exterior en verano



76/222


Tipo

Marca

Modelo

Ser

vici

o

Po

ten

cia

Fri

g. /

calo

r.

(W)

Can

tid

ad

Co

nsu

mo

F

río

/Cal

or

(W)

op

erac

ión

fr

ío/c

alo

r (H

ora

s/añ

o)

Fac

tor

Inte

rmit

enci

a

Co

nsu

mo

(k

Wh

/añ

o)

Split BBA calor

Inverter

Oficina 3,92

4,14 1

1060

1290

980

1500 0,7 2080

Multi-Split bomba

de calor 2 unid.

Interior/1 unid.

Exterior

Oficina 5000

5200

2int

1ext

1560

1600

980

1500 0,7 2750

Roof Top

Bomba de calor Edificio

46500

50600 1

17200

18200 2000 0,6 29666

Enfriadora

condensación por

aire

Edificio 178000 1 89000 2400 0,6 128160

Unidad de

tratamiento de

aire exterior UTA

Edificio80000

120000 1 1500 2400 1 3600

Fan coil de

conductos

Oficinas2750

3580 30 82 2400 0,8 4723

Bomba

recirculadora

Edificio 2 1000 2400 0,8 3840

Cortina de aire Entrada 1 150 2400 0,7 288



77/222

11.5 Calculo de consumo en equipos de calefacción

Calefacción: Cuando existe calefacción por agua caliente generada por calderas con

circulación forzada y radiadores, fan coil o suelo radiante, el consumo eléctrico es menor

(quemador, bombeo, sistema de control), comparado con el gasto en combustible del

generador. El funcionamiento de los equipos, depende de las condiciones interiores y

exteriores, el sistema de control, se puede obtener el consumo anual tomando medidas

puntuales y estimando las horas de operación de los equipos.

Imagen de

referencia

Tipo

Marca

Modelo

DP

Po

ten

cia

Tér

mic

a(kW

)

Cau

dal

(m

3/h

)

Can

tid

ad

Po

ten

cia

equ

ipo

(W

)

Ho

ras/

día

o

per

ació

n

Fac

tor

sim

ult

a.

Día

s x

año

Co

nsu

mo

(k

Wh

/añ

o)

Quemador GN

2 Etapas

199

365

16/30

de GN 1 1100 12 0,7 90 831,6

Bomba

centrifuga

4 m3/h

3mca 1 141 12 0,95 90 144,6



78/222

11.6 Calculo de consumo en equipos de ventilación

Los equipos incluidos en el circuito de ventilación son por lo general, el aire exterior, la

extracción de baños y cocinas, y su consumo depende del sistema de control y los horarios de

funcionamiento de cada equipo.

Por lo general los sistemas centralizados de extracción tienen un funcionamiento continuo

durante la jornada y en los que poseen sistemas de control por movimiento o temporizador su

consumo dependerá de la cantidad de usuarios.

Algunos sistemas presentan regulador de velocidad como por ejemplo en impulsión del aire

exterior en función de la ocupación.

Donde

Cvent: es el consumo del equipo de ventilación a lo largo de un año. (kWh/año)

Pvent: Potencia nominal o promedio del equipo de ventilación obtenida, de la curva de carga de

la instalación o por medidas puntuales en el circuito del cuadro eléctrico. (W)

Ho: horas de operación al día (h/día)



Tipo

Marca

Modelo

DP

Ser

vici

o

Cau

dal

de

aire

(m

3/h

)

Can

tid

ad

Po

ten

cia

equ

ipo

(W

)

Ho

ras/

día

op

erac

ión

Día

s x

mes

Co

nsu

mo

(kW

h/a

ño

)

Caja de

Ventilación

25 m.m.c.a.

Inyección

de

aire

exterior

8000 1 1500 12 20 4320

Ventilador axial

Extracción

de

Baños

1400 1 64 12 20 184,3

Extractor

centrifugo

Extracción

de la

cocina 1200 1 300 4 20 288

121000

)( DmHo

PventNCvent



79/222

11.7 Calculo del consumo de ascensores

Ascensor: para obtener el consumo habrá que realizar una estimación, ya que el consumo de

energía eléctrica de un ascensor depende de muchos factores, tales como: Tipo de ascensor;

Número de arranques; Longitud del recorrido en cada viaje; Capacidad y velocidad de la

cabina; Potencia y rendimiento del motor; Corriente nominal y de arranque del motor y en

muchos de ellos varían conforme el régimen de uso del ascensor.

(Siempre esta la posibilidad de obtener este consumo por descarte, una vez identificados el

resto de los consumos)

Se realizan las siguientes suposiciones para el calculo del consumo de un ascensor Comercial:

- Cada pasajero realiza seis viajes por día;

- Cada viaje, en promedio, corresponde a la mitad del recorrido total del ascensor;

- Cada piso, en promedio, de 3m. de altura;

- En parte de los viajes no se consume energía;

- El cálculo sirve para ascensores comerciales de oficina.

Donde

Cascensor: es el consumo del ascensor a lo largo de un año. (kWh/año)

N: Numero usuarios del edificio

Pisos: Numero de pisos del edificio

H: Altura de cada piso (3 m)

Pasc: Potencia del ascensor (W/servicio).

v: velocidad del ascensor (m/s)


f: Factor que indica % del recorrido sin consumo.

N 80 Numero usuarios por día del edificio (usuarios/día)Pisos 10 Numero de pisos del edificioH 3,6 Altura de cada piso (3 m)Pasc 5500 Pasc: Potencia del ascensor (W/servicio).v 0,5 Velocidad del ascensor (m/s)Dm 20 Días de operación al mes (días/mes)f 0,95 Factor que indica % del recorrido sin consumo.Cascensor 1003,20 Consumo del ascensor a lo largo de un año. (kWh/año)

100012

3600

11

2

)( fDm

v

HPisosPascNCascensor



80/222

11.8 Calculo del consumo de ACS generada por resistencia eléctrica

ACS: para obtener el consumo relacionado al calentamiento de agua sanitaria habrá que

estimar el número de servicios mensuales y asignarles una cantidad de litros según el tipo de

uso o si esto no es posible asignar un consumo por tipo de artefacto existente.

Capacidad 75 L 100 L 150 L 200 L Potencia

eléctrica en W 900 1200 1800 2400

Tiempo de calentamiento 10 a 65º C en

h. mn.

5 h 40 5 h 20 5 h 20 5 h 20

Tensión en voltios (mono)

230~ 230~ 230~ 230~

Consumo de mantenimiento En KWH / 24 H

a 65º C

0,98 1,12 1,25 1,45

Por ejemplo:

Un termo eléctrico de 75 litros y una potencia de 900 W, tiene un tiempo de calentamiento de

5horas 40 minutos llevando el agua de 10 ºC a 65 ºC.

Sea una oficina con 10 usuari@s un consumo de 8 litros/día por persona

El consumo en electricidad es el siguiente:

Consumo de ACS total diario: 80 litros

Nº veces que se renueva el agua del deposito: 80/75= 1,07 veces

A: Consumo eléctrico calentamiento = 1,07 x 900 W/1000 x 5,67 h = 5,457 kWh/día

B: Consumo manten. Temperatura = 0,98 kWh/día

Consumo anual = (A x 20 días/mes+B x 30 días/mes) x 12 mes/año

Consumo anual = (5,457 x 20 + 0,98 x 30) x 12 = 1662,48 kWh/año



81/222

12 CALCULO DEL RENDIMIENTO DE UN GRUPO GENERADOR

12.1 Cálculo del rendimiento instantáneo de la caldera

El rendimiento instantáneo del grupo de generación de calor se obtiene de la relación entre el

calor aprovechado sobre el calor aportado, existen dos métodos ara calcular este rendimiento

según la disponibilidad de datos que tengamos utilizaremos uno u otro método.

12.1.1 Calculo del Rendimiento instantáneo por el método directo

El rendimiento por este método evalúa el calor total que es aportado al agua, por lo que se

hace necesario conocer el caudal de agua que pasa por la caldera en ese instante. Si no existe

algún caudalimetro u otro equipo que nos permita medir este flujo, se hace difícil calcular el

rendimiento.

La ecuación que define el rendimiento por ele método directo es la siguiente:

PCIF

TTCpm retornoimpulsióneoins

tantan

Donde:

eoins tantan : Rendimiento instando de la caldera por el método directo.

m : flujo de agua que pasa por la caldera

Cp : calor especifico del agua

Timpulsión : Temperatura de impulsión del agua

Tretorno : Temperatura de retorno del agua

F : Consumo de combustible

PCI : Poder calorífico inferior del combustible.

Algunas formas de obtener de conocer el caudal de agua que pasa por la caldera son las

siguientes:

A través de la bomba de circulación: consiste en medir la presión diferencial y medir el

consumo eléctrico de la bomba, con lo que a través de la curva característica se calcularía el

caudal que esta pasando por la caldera.



82/222

Medición del caudal en forma indirecta: utilizando un medidor de caudal no intrusivo de

ultrasonido.

12.1.2 Calculo del Rendimiento instantáneo por el método indirecto

Este método se realiza cuando no tenemos posibilidad de medir el caudal de agua en la

caldera y consiste en realizar un análisis de los humos de la combustión y cuantificar las

pérdidas de energía y que no son aportadas al agua.

La ecuación que define el rendimiento por ele método indirecto es la siguiente:

PerdidasP

P

alno

útileoins 100

mintantan

Siendo:

qrcqiqsPerdidas



83/222

Donde


100

PCI

Qshqsh

Donde

Combustible Qsh

Gas natural (0,368 + 3,614 n) (th - ta)

Combustible líquido (0,238 + 3.768 n) (th - ta)

Gas ciudad (0,245 + 1,196 n) (th - ta)

Gas propano (0,711 + 8,529 n) (th - ta)

Gas butano (0,811 + 9,961 n) (th - ta)

Fuel oil Nº1 (0,206 + 3,600 n) (th - ta)

)79.021.0(

21.0

2OX

Xn

22100 OCOX


PCIOPCOCO

axCOqi

)( 2

Donde

Combustible a

Gas natural 72

Combustible líquido 95

Gas ciudad 35

Gas propano 84

Gas butano 75

Combustibles sólidos 60


100min

alnoP

Qrcqrc



84/222

envolventerctraserarcfrontalrc qqqQrc

)(12 ambientefrontalfrontalfrontalrc TTSq

)(12 ambientetraseratraseratraserarc TTSq

)(10 ambienteenvolventeenvolventeenvolventerc TTSq



85/222

12.1.3 Ejemplo de cálculo por el método directo.


Timpulsión 90 ºC Temperatura de impulsión del agua

Tretorno 83 ºC Temperatura de retorno del agua

magua 3,69 kg/s Caudal de agua que pasa por la caldera Cp 4,18 kJ/kgºC Calor especifico del aguaagua 1000 kg/m3

Densidad del agua

gasoleo 0,85 kg/l Densidad del gasoleoPCI 35.568 kJ/l Poder calorifico inferior del combustibleCespecifico 0,0028 kg/s Consumo especifico de combustible (gasoleo)

instantaneo 0,920797 % Rendimiento instantaneo de la caldera

Rendimiento instantáneo de la caldera de calefacción

Calor especifico del agua

1 kcal/kgºC = 4.18 kJ/kgºC = 1.16 Wh/kgºC

12.1.4 Ejemplo de cálculo por el método indirecto. Pnominal 330 kW Potencia nominal de la caldera

Tambiente 26,2 ºC Temperatura ambiente sala de calderas

Thumos 201,9 ºC Temperatura humos

Tfrontal 76 ºC Temperatura de la superficie frontal de la caldera

Ttrasera 78 ºC Temperatura de la superficie trasera de la caldera

Tenvolvente 43 ºC Temperatura de la superficie envolvente de la caldera

Sfrontal 1,2 m2Superficie frontal de la caldera

Strasera 1,2 m2Superficie trasera de la caldera

Senvolvente 7,5 m2Superficie envolvente de la caldera

O2 7,1 % Contenido de oxigeno en los humos de combustiónCO 2 ppm Contenido de Monóxido de carbono en los humos de combustiónCO2 7,9 % Contenido de Dióxido de carbono en los humos de combustión

Datos obtenidos de las mediciones realizadas en la caldera



86/222

qrcfrontal 0,84 kW Calor perdido por radiación en la superficie frontal de la caldera

qrctrasera 0,87 kW Calor perdido por radiación en la superficie trasera de la caldera

qrcenvolvente 1,48 kW Calor perdido por radiación en la superficie envolvente de la calderaQ 3,19 kW Calor total perdido por radiación en la calderaqrc 1,0 % Porcentaje de calor perdido por radiación respecto a Pnominal

qi 1,82E-05 % Porcentaje de calor perdido por inquemados respecto a Pnominal

n 1,46 índice de humosqs 9,97 % Porcentaje de calor sensible perdido por los humos respecto a PCIPerdidas 10,94 % Porcentaje de calor total perdidoinstantaneo 89,06 % Rendimiento instantaneo de la caldera


CALOR PERDIDO POR INQUEMADOS

0,001%

CALOR PERDIDO RADIACIÓN DEL CUERPO DE LA CALDERA 1%

CALOR PERDIDO LOS HUMOS DE LA

COMBUSTIÓN 9,97%

CALOR APORTADO AL AGUA 89,06%

CALOR OBTENIDO

DEL COMBUSTIBLE (PCI)

RENDIMIENTO INSTANTÁNEO DE LA CALDERA

Diagrama de Sankey cálculo del rendimiento instantáneo de la caldera de agua caliente

12.2 Cálculo del rendimiento estacional del sistema de calefacción

Un parámetro importante para evaluar el estado de los grupos generadores de calor es el

rendimiento estacional, que evalúa el desempeño de la caldera a lo largo de todo el año,

tomando en cuenta el consumo de combustible, la intermitencia, potencia útil y temperaturas

anuales.

En el siguiente ejemplo se evalúa el rendimiento estacional para un sistema de calefacción

considerando los datos climáticos de Madrid, los consumos totales de combustible a lo largo de

un año y el rendimiento instantáneo obtenido del análisis, se calcula el rendimiento estacional

de la instalación de calefacción:

100)(...

24

anual


IxPGdx



87/222





Canual 18417,7 m3Consumo de combustible para el año 2005




88/222

12.3 ANALISIS 1 “Caldera” Fecha: Hora:

Pnominal kW Potencia nominal de la caldera

Tambiente ºC Temperatura ambiente sala de calderas

Thumos ºC Temperatura humos

Tfrontal ºC Temperatura de la superficie frontal de la caldera

Ttrasera ºC Temperatura de la superficie trasera de la caldera

Tenvolvente ºC Temperatura de la superficie envolvente de la caldera

Sfrontal m2Superficie frontal de la caldera

Strasera m2Superficie trasera de la caldera

Senvolvente m2Superficie envolvente de la caldera

O2 % Contenido de oxigeno en los humos de combustiónCO ppm Contenido de Monóxido de carbono en los humos de combustiónCO2 % Contenido de Dióxido de carbono en los humos de combustiónNox ppm Contenido de Nox

Datos obtenidos de las mediciones realizadas en la caldera análisis 1



89/222

qrcfrontal kW Calor perdido por radiación en la superficie frontal de la caldera

qrctrasera kW Calor perdido por radiación en la superficie trasera de la caldera

qrcenvolvente kW Calor perdido por radiación en la superficie envolvente de la calderaQ kW Calor total perdido por radiación en la calderaqrc % Porcentaje de calor perdido por radiación respecto a Pnominal

qi % Porcentaje de calor perdido por inquemados respecto a Pnominal

n índice de humosqs % Porcentaje de calor sensible perdido por los humos respecto a PCIPerdidas % Porcentaje de calor total perdidoinstantaneo % Rendimiento instantaneo de la caldera

Rendimiento instantáneo de la caldera de calefacción análisis 1

12.4 ANALISIS 2 “Recuperador de calor” Fecha: Hora:



90/222

Pnominal kW Potencia nominal de la caldera

Tambiente ºC Temperatura ambiente sala de calderas

Thumos caldera ºC Temperatura humos a la salida de la caldera

Thumos recup. ºC Temperatura humos a la salida del recuperador

Tfrontal ºC Temperatura de la superficie frontal

Ttrasera ºC Temperatura de la superficie trasera

Tenvolvente ºC Temperatura de la superficie envolvente

Sfrontal m2Superficie frontal

Strasera m2Superficie trasera

Senvolvente m2Superficie envolvente

O2 % Contenido de oxigeno en los humos de combustiónCO ppm Contenido de Monóxido de carbono en los humos de combustiónCO2 % Contenido de Dióxido de carbono en los humos de combustiónNox ppm Contenido de Nox

Datos obtenidos de las mediciones realizadas en el recuperador de calor de la caldera análisis 2

qrcfrontal kW Calor perdido por radiación en la superficie frontal del recuperador

qrctrasera kW Calor perdido por radiación en la superficie trasera del recuperador

qrcenvolvente kW Calor perdido por radiación en la superficie envolvente del recuper.Q kW Calor total perdido por radiación en el recuperadorqrc % Porcentaje de calor perdido por radiación respecto a Pnominal

qi % Porcentaje de calor perdido por inquemados respecto a Pnominal

n índice de humosqs % Porcentaje de calor sensible perdido por los humos respecto a PCIPerdidas % Porcentaje de calor total perdidoinstantaneo % Rendimiento instantaneo del recuperador

Rendimiento instantáneo del recuperador de calor de la caldera de calefacción análisis 2

12.5 Estimación de ahorro de energía en el recuperador de calor

entradafríoentradacaliente

entradafríosaliadafríoatemperatur TT

TT

__

_


entradafríosaliadafríoenergética HH

HH

__

_



91/222

UnidadHumos Agua

másico kg/s 0,0486 0,9Volumétrico (medio) L/s 0,0583 700Eficiencia de temperatura % 53,2 48

Temperatura seca ºC 166 75Humedad relativa % 37Entalpía kJ/kg 44,5 313,93

Temperatura seca ºC 69,3 98,0Humedad relativa % 32Entalpía kJ/kg 18,9 419,04

Total kWLatente kWEficiencia energética %Horas de funcionamiento hAhorro de energía kWValor energía €/kWhAhorro de económico €

Recuperador

Potencia recuperada1,2

Condiciones de salida

Recuperador de Placas

Caudales

Condiciones de entrada

39,0

113,6

10740,1058

863



92/222

Tabla 5 Análisis de la combustión para el gasoleo C



93/222

Tabla 6 Entalpia de los gases para Fueloil 1 y 2 Y Gasoleo C



94/222

Tabla 7 Tabla propiedades del agua y vapor saturado



95/222

13 DEFINICIÓN DE EFICIENCIA ENERGÉTICA ELÉCTRICA

13.1 QUE ES LA e3 (eficiencia energética eléctrica)

Se entiende por eficiencia energética eléctrica, la reducción de las potencias y energías

demandadas al sistema eléctrico sin que afecte a las actividades normales realizadas en

edificios, industrias o cualquier proceso de transformación.

Además, una instalación eléctricamente eficiente permite su optimización técnica y

económica. Es decir, la reducción de sus costes técnicos y económicos de explotación.

En definitiva, un estudio de ahorro y eficiencia energética comporta tres puntos básicos:

-Ayudar a la sostenibilidad del sistema y medio ambiente mediante la reducción de

emisiones de CO2 al reducir la demanda de energía.

-Mejorar la gestión técnica de las instalaciones aumentando su rendimiento y evitando

paradas de procesos y averías.

-Reducción, tanto del coste económico de la energía como del de explotación de las

instalaciones.

Desde el punto de vista técnico, para la realización de una instalación eléctrica eficiente se

plantean cuatro puntos básicos:

-Gestión y optimización de la contratación

¿Es su contratación eléctrica la más adecuada a sus necesidades? ¿sabe que una mala

calidad de onda eléctrica puede afectar a sus procesos productivos?

-Gestión interna de la energía mediante sistemas de medida y supervisión.

¿Es consciente de cómo, cuándo y dónde se consume la energía? ¿está segur@ de que

toda la energía que está consumiendo es necesaria?

-Gestión de la demanda

¿Pueden reducir sus consumos de energía eléctrica sin afectar a los procesos o

actividades realizadas? ¿es posible una mejora del rendimiento de las instalaciones?

-Mejoras de la productividad mediante el control y eliminación de perturbaciones.

¿Existe una forma de evitar las paradas y averías de sus equipos eléctricos? ¿puede

entonces mejorar la productividad de sus procesos?

El primer paso a realizar en un proceso de eficiencia energética eléctrica es la diagnosis y

auditoría de energía eléctrica. En ella, se va a proceder a tomar e interpretar mediciones de

potencia y energía, así como de todas las variables necesarias para la posterior toma de



96/222

decisiones.

Para ello, existen dos puntos clave a tener en cuenta:

-Qué se pretende obtener de las medidas

-Qué puntos de medida son los idóneos

Es importante determinar la duración de cada una de las medidas, con el fin de que sea

representativa del estado del punto medio. Los equipos portátiles de medida aportan una gran

flexibilidad, pero, por el contrario, no permiten la realización de un seguimiento del consumo de

energía una vez se han tomado las decisiones oportunas. Se aconseja el examen de los

puntos donde se han realizado las medidas para la posterior instalación de un equipo de

medida fijo.

13.2 RELACIÓN ENTRE EFICIENCIA ENERGÉTICA, CALIDAD DE SUMINISTRO Y CALIDAD DE ONDA

La incorporación de equipos de electrónica de potencia es una realidad por las ventajas

que presentan a nivel de ahorro energético y facilidad de regulación, es decir, confort.

Entre estos equipos cabe destacar todos aquellos que regulen o conviertan algún tipo de

magnitud eléctrica como SAI, variadores de velocidad, arrancadores, además de los

ordenadores.

Pero, la utilización de estos equipos, con todas sus ventajas energéticas, comporta la

generación tanto de fugas a tierra, como de mala calidad de onda. Es decir, corrientes

armónicas y de altas frecuencias.

No obstante es importante la distinción entre calidad de suministro eléctrico y calidad de

onda, lo que permite conocer el origen de las perturbaciones.

-El primer concepto hace referencia a cómo la compañía suministradora entrega la tensión

(interrupciones, huecos, sobretensiones, etc.)

-El segundo concepto, calidad de onda, se refiere a cómo el/la usuario/a utiliza la corriente

que, posteriormente, afecta a la tensión. Es en este concepto donde aparecen los problemas

derivados de corrientes armónicas y altas frecuencias generados por los equipos ya

mencionados.



97/222

13.3 COSTES DE UNA INSTALACIÓN ELÉCTRICA

Como se ha explicado anteriormente, una instalación eficiente, además de la reducción del

consumo eléctrico, comporta la reducción de los costes de explotación de la instalación. A

continuación se explica cada uno de ellos de forma separada.

13.3.1 Costes técnicos

Se entiende como coste técnico la pérdida de capacidad de transporte y distribución, así

como calentamientos (pérdidas por efecto Joule), perturbaciones y caídas de tensión en

instalaciones y sistemas eléctricos.

Las causas responsables de esta saturación de las instalaciones son las siguientes:

-Puntas de máxima demanda de energía

-Existencia de potencia reactiva

-Existencia de corrientes armónicas

-Líneas con cargas desequilibradas

-Utilización de receptores no eficientes

La reducción de los costes técnicos se realizan mediante:

-Compensación de energía reactiva

-Filtrado de armónicos



98/222

-Equilibrado de fases

-Amortiguación de las puntas de máxima demanda y reubicación.

-Utilizando receptores eficientes

La mejora de los costes técnicos aporta:

-Menor consumo de energía

-Mayor rendimiento de las instalaciones mediante un mejor aprovechamiento de las

líneas de distribución y transformadores.

-Reducción de pérdidas y calentamientos en líneas y equipos

-Reducción del número de averías

-Continuidad del servicio eléctrico

-Reducción de los costes económicos de explotación

13.3.2 Costes económicos

Los costes económicos son los propios de una factura no optimizada y el importe

consecuencia de los costes técnicos generados. Se pueden clasificar en costes económicos

visibles y ocultos.

Costes económicos visibles

Son aquellos que se deducen de la interpretación de la factura eléctrica:

-Potencia contratada no adecuada

-Tarifa eléctrica no adecuada

-Consumo horario de energía

-Puntas de demanda

-Consumo de energía reactiva

Mediante un estudio de la factura eléctrica pueden definirse las acciones adecuadas para

reducir el coste global:

-Ajuste de potencia contratada y, si procede, cambio de tarifa. Esta acción no presenta

prácticamente coste alguno. No obstante, antes de realizar un reajuste de potencia contratada

o de tarifa, se recomienda estudiar los procesos y los consumos de energía para ver si la

demanda se ajusta a las necesidades reales.

-Eliminación del recargo o coste de la energía reactiva mediante su compensación.

Para ello, se instala una batería de condensadores que, en la mayoría de los casos, queda

amortizada a los pocos meses de montaje.

-Amortiguamiento de las puntas de máxima demanda. Consiste en no sobrepasar el

máximo de potencia permisible por la compañía suministradora y, cuando sea posible, reubicar

las cargas en momentos en las que la demanda de energía sea menor.



99/222

Costes económicos ocultos

Son aquellos consumos de energía no necesarios. El coste que representa tanto en

término de potencia, como de energía, de todos aquellos consumos no realmente necesarios o

que pueden ser prescindibles durante un cierto tiempo. Todos aquellos que tienen su origen en

los costes técnicos y en la utilización de receptores que generen perturbaciones. Estos, no

siendo evidentes, pueden representar un gasto importante para la empresa.

Se dividen a su vez en dos tipos:

a). Costes en instalaciones eléctricas:

-Ampliación de instalaciones como consecuencia de sobrecarga de líneas o sobrecarga

de transformadores.

-Pérdidas económicas por efecto Joule en distribución. Este concepto es especialmente

importante en distribución eléctrica y en industrias con grandes distancias de líneas.

-Averías en máquinas (motores, transformadores, variadores de frecuencia, etc.) y

equipos de control (ordenadores).

b). Costes en procesos productivos:

-Paradas de instalaciones

-Pérdidas de producto no finalizado

-Costes adicionales en horas de mano de obra

Se reducen realizando un estudio de eficiencia de la empresa y mediante la corrección de

los costes técnicos detallados en el punto anterior.

En general la mejora de los costes económicos visibles y ocultos aporta un menor consumo

de energía, disminución de la factura eléctrica, mejora de la productividad.

13.3.3 Costes ecológicos

Las emisiones de CO2 producidas por el consumo de energía no necesaria o prescindible.

Para dar una idea de su magnitud, 1MWh generado por energías fósiles comporta una emisión

de 1 Tn de CO2. Si hablamos de energía eléctrica mixta generada por energías primarias

fósiles y renovables el ratio es de aproximadamente 0,6 toneladas de CO2 por cada MWh.



100/222

Se reducen mediante un planteamiento general del consumo de energía global de una

industria o empresa. Por tanto, lleva asociado una auditoría previa que determine los siguientes

puntos:

-Hábitos de consumo de energía

-Estado de las instalaciones

-Instalaciones de equipos que permiten el control y la supervisión del consumo

energético de las instalaciones.

-Consumo de energía por cada planta o área de trabajo

-Qué consumos de energía pueden ser disminuidos



101/222

-Qué receptores deben ser sustituidos por otro más eficientes.

13.4 CONCEPTOS BÁSICOS ENERGÉTICOS

13.4.1 Potencias y energías

-Potencia activa (kW). La potencia que demanda un receptor o conjunto de receptores que

es transformada en trabajo o calor.

-Potencia reactiva (kvar). La potencia reactiva es aquella que utilizan ciertos receptores

para la creación de campos eléctricos y magnéticos (como motores, transformadores,

reactancias, etc.)

Esta potencia no se convierte en trabajo útil, aumenta la potencia total a transportar y

distribuir por las compañías suministradoras, así como las pérdidas en distribución.

-Potencia aparente (kVA). Es el valor real demandado a la red y que es la suma vectorial

de las potencias activa y reactiva. Es importante destacar que es la energía real generada y

transportada por la líneas de transporte y distribución.

-Desfase o cosφ. Es la proporción existente entre la potencia activa y la potencia aparente,

o el coseno del ángulo de desfase entre ambas potencias.

-Potencia contratada (kW). Valor de potencia contractual solicitada a la compañía

distribuidora.

-Potencia consumida (kW). Valor real de potencia activa consumida. Este puede ser mayor

o menor que el valor de la potencia contratada.

-Potencia eficiente (kW). Es la potencia optimizada una vez realizadas las medidas

adoptadas en el plan de eficiencia.

-Energía activa (kWh). Es la potencia activa consumida por unidad de tiempo

-Energía reactiva (kvarh). Es la potencia reactiva consumida por unidad de tiempo.



102/222

13.4.2 Curva de demanda

Evolución gráfica de las potencias y energías demandadas a la red de suministro eléctrico. El

análisis de estas dos curvas es el punto de inicio de la auditoría energética eléctrica.

Curva de demanda de energías: En esta curva se observa la evolución de la demanda de

energía media en periodos de tiempo, que van de una hora a medias diarias, semanales o

mensuales. Esta curva permite estudiar las posibles discriminaciones horarias del consumo de

la energía y, por tanto, decidir si las condiciones contratadas son las actuales.

Curva de demanda de potencia: Estas curvas muestran la evolución tanto de potencia activa

como potencia reactiva. Esto permite:

-Ver si la potencia contratada es la más adecuada

-Si hay puntas de potencia y en que horas se producen

-Observar los niveles consumidos de potencia reactiva, por tanto, la información para

realizar su correcta compensación.

13.4.3 Máxima demanda

Las tarifas eléctricas suelen contemplar fórmulas que, en un momento de necesidad, permiten

demandar más potencia que la contratada sin tener un corte de suministro debido a la

actuación del interruptor de control de potencia.

Se entiende como máxima demanda el valor de potencia máximo solicitado por una instalación

acumulada en un período de integración, que normalmente es de 15 minutos. El registro de

esta potencia lo realiza la función de taxímetro de algunos contactores, registrando el valor

máximo medido en un mes.

Por tanto, una acción a llevar en un estudio de eficiencia es la amortiguación de las puntas de

potencia, lo que va a permitir:

-La ayuda a la gestión técnica del sistema de transporte y distribución de energía

eléctrica y, además, una ayuda a la gestión ecológica en la generación de energía.

-La reducción del término de potencia de la factura eléctrica.

-Optimización de la instalación objeto de estudio y una reducción del nivel de pérdidas.

Un ejemplo de aplicación del valor registrado es la aplicación de la tarifa regulada y la tarifa de

media tensión de 3 períodos del mercado libre, con un solo taxímetro, del sistema de tarifación.

)*05,1(2 contratadafacturada PMDMDP

Donde MD es el valor máximo medido por el maxímetro en un mes.

13.4.4 Armónicos y potencia de distorsión

Las cargas no lineales tales como: rectificadores, variadores de velocidad, hornos e



103/222

inversores, absorben de la red corrientes periódicas no sinusoidales. Estas corrientes están

formadas poruna componente fundamental de 50 ó 60 Hz, más una serie de corrientes

superpuestas, de frecuencias múltiples de la fundamental, que se denominan armónicos. El

resultado es una deformación de la corriente y de la tensión que conlleva una serie de efectos

secundarios asociados.

Para la interpretación de los análisis y las medidas realizadas en instalaciones con

armónicos se definen una serie de parámetros.

Orden armónico (n): Relación entre la frecuencia del armónico (fn) y la frecuencia

fundamental (f1). Considerando la frecuencia fundamental de 50 ó 60 Hz.

Tasa de distorsión individual: Relación, expresada en tanto por ciento, entre el valor

eficaz de un armónico de tensión o corriente (Un o In) y el valor eficaz de la correspondiente

componente fundamental.

Tasa de distorsión total: Relación, en tanto por ciento, entre el valor eficaz del residuo

armónico o corriente y el correspondiente valor eficaz de la componente fundamental. Para ello

se define la Tasa de distorsión o THD

Como ejemplo, se propone la misma medida anterior pero con el rango completo de

tensiones y corrientes armónicas.



104/222

Verdadero valor eficaz de tensión y corriente: En una instalación donde las tasas de

distorsión armónica sean elevadas, el valor real de corriente y tensión, puede ser aumentado

de manera importante respecto a la fundamental, generando sobrecargas y,

consecuentemente, calentamientos.

Para entender esta anomalía, se define el verdadero valor eficaz de una señal teniendo en

cuenta las componentes fundamental y armónicas existentes.

Por tanto, una consecuenca evidente del aumento del verdadero valor eficaz en corriente

es el aumento del nivel de pérdidas, que son de dos tipos:

Residuo armónico: diferencia entre la tensión o corriente total y el correspondiente valor

fundamental

Potencia de distorsión: cuando la instalación cuenta con cargas que producen armónicos,

aparece una componente más a tener en cuenta en el cálculo de la potencia aparente. Esta

potencia adicional se denomina potencia de distorsión (D).



105/222

Es importante destacar que, a cosφ constante, a mayor potencia de distorsión D, el factor

de potencia cos es más bajo.

Factor de sobrecarga: es la relación entre el valor eficaz de corriente y la corriente

fundamental, o entre la potencia aparente total S y la potencia aparente S1.

Factor K de transformadores: el factor K es un coeficiente que calcula, de forma

aproximada, la pérdida de potencia útil de un transformador como consecuencia de la

existencia de corrientes armónicas.

El cálculo tiene en cuenta:

-Sobrecarga por las propias corrientes armónicas

-La disminución de potencia útil para mantener la temperatura del núcleo en valores

aceptables, dado el sobrecalentamiento debido a las frecuencias armónicas. Es decir, al

aumento de las pérdidas por histéresis y Foucault.



106/222

-e: es el factor que representa la relación entre pérdidas en el cobre y en el

hierro del transformador. Se obtiene de los datos de ensayo del transformador, o en su defecto

se toma como valor aproximado 0,1.

-q: suele tomarse de 1,7 a 1,8

Por tanto, una vez determinado el factor K, se calcula la potencia útil, reducida del

transformador.

13.4.5 Pérdidas

Pérdidas de potencia y energía como consecuencia de las impedancias existentes en toda

instalación eléctrica.

Perdidas por efecto Joule o en el cobre: pérdidas debidas al nivel de corriente circulante

en la instalación y a la resistencia eléctrica. La mayor parte se encuentran en:

-Líneas eléctricas

-Devanados de motores y transformadores

Pérdidas en el hierro o magnéticas: pérdidas debidas a la corriente circulante, y en

su mayor parte a las frecuencias de las corrientes existentes en la instalación, es decir, de las

corrientes armónicas existentes.

Hay dos tipos de pérdidas en el hierro: histéresis y Foucalt. Las primeras corresponden a la

energía necesaria para la magnetización de las planchas magnéticas de los núcleos.

Las segundas, corresponden a las generadas por la aparición de corrientes inducidas

Se localizan en todos aquellos receptores que contengan planchas magnéticas, como:

máquinas eléctricas rotativas, transformadores, reactancias.

Uno de los puntos importantes en un estudio de eficiencia es la minimización de las

pérdidas. Para ello, hay que disminuir los valores de corriente circulante (pérdidas por efecto

Joule) y eliminar las frecuencias armónicas, o múltiples de la fundamental (pérdidas

magnéticas). Además, la reducción de pérdidas comporta: reducción de calentamientos, menor

consumo en sistemas de refrigeración, sensible reducción de la factura eléctrica.



107/222

13.4.6 Desequilibrio

Las cargas monofásicas y cargas trifásicas desequilibradas provocan desequilibrios en las

líneas eléctricas y comportan la circulación de corriente por el neutro. Consecuentemente, un

mal reparto de la energía en las tres fases del sistema de distribución eléctrico.

El problema de la corriente de neutro se agrava si existen cargas generadoras de tercer

armónico, ya que aumentará el valor de esta corriente.

Estos desequilibrios van a provocar una mala eficiencia del sistema eléctrico, es decir, una

infrautilización y sobrecarga de redes y transformadores de distribución.

Este hecho provoca un aumento de los niveles de pérdidas y de caídas de tensión de las

líneas y transformadores. Como ejemplo se estudia el reparto de cargas en un transformador

DY de 20/0,4kV de 1000kVA.



108/222



109/222

14 FACTURACIÓN ELÉCTRICA

La factura eléctrica puede estar contratada en Tarifa Regulada con los precios impuestos

por el gobierno, o bien dentro del marco del Mercado Liberalizado , negociando su precio con

las distintas comercializadoras.

14.1 Tarifa Regulada

La facturación de energía eléctrica para los consumidores acogidos a tarifa regulada es de

estructura binómica, compuesta por un término de facturación de potencia y un término de

facturación de energía, a los que son de aplicación diversos complementos, según especifica la

legislación vigente.

- Término de Potencia

- Término de Energía

- Discriminación Horaria

- Energía Reactiva

- Interrumpibilidad

- Tarifa Horaria de Potencia

- Impuesto Eléctrico

- Alquiler equipos de Medida

- Impuestos (I.V.A. o I.G.I.C.)

14.1.1 Término de Potencia

Potencia a facturar x Período de Facturación x Precio Término de Potencia

Modo 1 - Sin maxímetro:

Potencia a facturar es igual a potencia contratada.

Modo 2 - con un maxímetro:

P3 <= 0,85 P1 , entonces P2= 0,85 x P1.

P3 >= 0,85 P1 <= 1,05 P1, entonces P2 = P3

P3 >= 1,05 P1 , entonces P2 = P3 + 2 (P3 - 1,05 P1).

Modo 3 - con dos maxímetros:

P2 = P7 + 0,2 x (P6 - P7 )



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Modo 4 - con tres Maxímetros:

P2 = P4 + 0,5 (P5 - P4 ) + 0,2 (P6 - P5 )

Donde:

P1 = Potencia contratada.

P2 = Potencia facturada.

P3 = Potencia registrada por el maxímetro.

P4 = Potencia a considerar en horas punta una vez aplicada la forma de cálculo establecida por

el Modo 2.

P5 = Potencia a considerar en horas llano una vez aplicada la forma de cálculo establecida por

el Modo 2.

P6 = Potencia a considerar en horas valle una vez aplicada la forma de cálculo establecida por

el Modo 2.

P7 = Potencia a considerar en horas punta y llano una vez aplicada la forma de cálculo

establecida por el Modo 2.

14.1.2 Término de Energía

El importe es el resultado de la siguiente operación:

Energía consumida (kWh) x Precio Término de Energía

14.1.3 Discriminación Horaria

Este complemento es un recargo o descuento, que se aplica sobre el consumo realizado,

dependiendo de la franja horaria en que se realice dicho consumo.

En general, hay un período denominado punta, donde se aplica un recargo, otro período

denominado valle, donde se aplica un descuento, y otro período llamado llano, donde no se

aplica ni recargo ni descuento.

Zonas de discriminación horaria:

- Zona 1: Galicia, Asturias, Cantabria, País Vasco, Castilla-León, La Rioja y Navarra.

- Zona 2: Aragón y Cataluña.

- Zona 3: Madrid, Castilla la Mancha y Extremadura.

- Zona 4: Valencia, Murcia y Andalucía.

- Zona 5: Baleares.

- Zona 6: Canarias.

- Zona 7: Ceuta y Melilla.

Tipos de discriminación horaria:

- Tipo 0: Tarifa nocturna (solo abonados Tarifa 2.0). Recargo en el consumo realizado por el



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día (16 horas) del 2,73 % y descuento en el consumo realizado por la noche (8 horas) del 53,41

%.

- Tipo 1: Simple Tarifa. Recargo fijo del 20 % para todo el consumo efectuado.

- Tipo 2: Doble Tarifa. Recargo del 40 % sobre 4 horas punta diarias, resto del día sin recargo.

- Tipo 3: Triple Tarifa (A). Recargo del 70 % sobre 4 horas punta diarias y descuento del 43 %

sobre 8 horas valle diarias.

- Tipo 4: Triple Tarifa (B). Recargo del 100 % sobre 6 horas punta en día laborable y descuento

del 43 % sobre 8 horas valle en día laborable. Los sábados, domingos y días festivos de ámbito

nacional se consideran como horas valle, por lo que el consumo realizado en las 24 horas tiene

un descuento del 43 %.

- Tipo 5: Estacional. Los 365 días del año se dividen en cuatro categorías, cada una de las

cuales tiene sus propios horarios de Punta, Llano y Valle, así como diferentes recargos para

cada período.

Cuadrantes Horarios

Tipo 2:

Horas punta en todas las zonas: Invierno de 9 a 13 horas.

Verano de 10 a 14 horas.

Tipo 3:

INVIERNO VERANO

ZONA PUNTA LLANO VALLE PUNTA LLANO VALLE

Zona 1 18-22 08-18 00-08 09-13 08-09 00-08

22-24 13-24

Zona 2 18-22 08-18 00-08 09-13 08-09 00-08

22-24 13-24

Zona 3 18-22 08-18 00-08 10-14 08-10 00-08

22-24 14-24

Zona 4 18-22 08-18 00-08 10-14 08-10 00-08

22-24 14-24

Zona 5 18-22 08-18 00-08 19-23 00-01 01-09

22-24 09-19

23-24

Zona 6 18-22 08-18 00-08 19-23 00-01 01-09



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22-24 09-19

23-24

Zona 7 19-23 08-19 00-08 20-24 00-01 01-09

23-24 09-20

Tipo 4:

INVIERNO VERANO

ZONA PUNTA LLANO VALLE PUNTA LLANO VALLE

Zona 1 16-22 08-16 00-08 08-14 14-24 00-08

22-24

Zona 2 17-23 08-17 00-08 09-15 08-09 00-08

23-24 15-24

Zona 3 16-22 08-16 00-08 09-15 08-09 00-08

22-24 15-24

Zona 4 17-23 08-17 00-08 10-16 08-10 00-08

23-24 16-24

Zona 5 16-22 07-16 00-07 17-23 00-01 01-09

22-23 23-24 09-17

23-24

Zona 6 16-22 07-16 00-07 17-23 08-17 00-08

22-23 23-24 23-24

Zona 7 17-23 08-17 00-08 18-24 00-01 01-09

23-24 09-18

14.1.4 Energía Reactiva

Se aplica sobre la suma de los términos de potencia y de energía, y es el resultado de las

siguiente fórmula:

El recargo máximo que se puede aplicar es del 47%, y el abono (descuento) máximo es del 4%. Las compañías eléctricas pueden obligar a sus abonados a mantener un cos adecuado,

)(cos

22kVArhkWh

kWh

21

cos

17%

2

Kr



113/222

cuando en varias lecturas consecutivas, esté por debajo de los valores estipulados en la legislación vigente.

14.1.5 Interrumpibilidad

Condiciones para acogerse al sistema de interrumpibilidad

Todo abonado, acogido a una tarifa general en alta tensión, que tenga el equipo adecuado para

ello, podrá acogerse al sistema de interrumpibilidad, de acuerdo con las siguientes condiciones:

a) Los abonados, que deseen acogerse al sistema de interrumpibilidad, deberán solicitarlo a la

Dirección General de la Energía, con un plazo de antelación mínimo de cuarenta y cinco días,

previo al comienzo de la temporada alta, especificando en la solicitud y acompañando a la

misma los siguientes documentos:

- Condiciones de contratos que se solicitan para el suministro interrumpible:

- Tarifa

- Modo de facturar la potencia

- Potencia/s contratada/s

- Tipo de discriminación horaria

- Interrumpibilidad

Tipos a los que se acoge y Pmaxi para cada uno.

- Potencias contratadas y consumo de energía eléctrica en los dos últimos años desglosados

en los distintos períodos horarios, punta, llano y valle.

- Previsiones de consumo para la temporada eléctrica siguiente.

- Informe de la empresa suministradora sobre las posibilidades técnicas del suministro,

condiciones y características del nuevo contrato solicitado.

- En su caso, fotocopia de la póliza de abono vigente para dicho suministro.

La Dirección General de la Energía podrá negar la aplicación de este sistema si por las

características de la forma de consumo se estimara que para dicho suministro no resulta

efectiva la aplicación del mismo y en cualquier caso si no se derivara un beneficio para el

sistema eléctrico o pudiera afectar perjudicialmente a terceros.

b) La potencia interrumpible ofertada por el abonado no será inferior a 5 MW, para todos y cada

uno de los tipos a los que este acogido. Esta potencia se calculará como diferencia entra Pf y la

Pmaxi que se definen 7.4.4. La Dirección General de la Energía podrá establecer unos límites

inferiores a la potencia, para los sistemas aislados extrapeninsulares.

En el caso de que un abonado, para un mismo suministro en un único lugar de trabajo,

disponga de varios puntos de toma, éstos se podrán considerar por la Dirección General de la

Energía como un todo y las magnitudes a contemplar serán la suma de las parciales de cada

toma o las registradas por aparato totalizador.

Condiciones del contrato de interrumpibilidad



114/222

El contrato de suministro interrumpible deberá comenzar con el inicio de una temporada alta

eléctrica tendrá un vigencia de cinco años y se considerará prorrogado por iguales períodos si

el abonado no solicita por escrito a la Dirección General de la Energía rescindirlo. Con una

anticipación mínima de un año.

La rescisión del contrato o de sus prórrogas, por parte del abonado, durante el período de

vigencia significará la refacturación del descuento Dl, definitivo y/o provisional a cuenta del

anual desde la fecha origen del contrato prórroga, suponiendo unos factores Kj = 0 en las

fórmulas respectivas del apartado 7.4.4 del presente Título. En estos casos, la Dirección

General de la Energía podrá eximir total o parcialmente de la refacturación de los descuentos

definitivos correspondientes a temporadas que haya completado el abonado por motivos

excepcionales debidamente justificados. En ningún caso se eximirá de la refacturación de lo

descuentos provisionales a cuenta del anual que se hubieran realizado si la temporada no ha

finalizado en la fecha en que se produzca la rescisión del contrato.

Se consideran a estos como casos de rescisión del contrato o de sus prórrogas, por parte del

abonado, las siguientes :

1º Que la potencia ofertada por el abonado en cualquier momento de la vigencia del contrato

sea inferir a 5 MW para cualquiera de los tipos a los que esté acogido.

2º El incumplimiento de cinco o más interrupciones durante la vigencia del contrato o de cada

una de sus prórrogas.

3º El no tener instalado y en perfecto estado de funcionamiento el equipo de medida y control,

salvo lo dispuesto a estos efectos en el último párrafo del punto 8.4.4 del presente Título.

4º Los establecidos en la normativa general y específica para los contratos de suministro de

energía eléctrica.

Modificación de las condiciones del contrato

Las variaciones de los parámetros, tipo de interrumpibilidad o cualquier modificación del

contrato de suministro de energía eléctrica necesitarán ser autorizadas por la Dirección

General de la Energía.

A estos efectos, se distinguirán dos clases de modificaciones:

1)Modificaciones a comienzo de la temporada alta eléctrica: Para poder ser autorizadas

deberán estar basadas en causas debidamente justificadas y solicitarse a la Dirección General

de la Energía con un mínimo de 45 días de antelación a la fecha de comienzo de la temporada

alta.

2) Modificaciones que no coinciden con el día de comienzo de la temporada alta: Sólo podrán

ser autorizadas por causas excepcionales e imprevistas. En estos casos, la Dirección General

de la Energía establecerá las condiciones particulares de adaptación del sistema de

interrumpibilidad.

En ambos casos la Dirección General de la Energía podrá conceder lo solicitado siempre que



115/222

de ello no resulte un perjuicio para el sistema eléctrico o pudiera afectar negativamente a

terceros.

La información mínima sobre condiciones del contrato que deberán presentar los interesados

junto con las solicitudes de modificación del mismo, correspondientes al momento de efectuar

la solicitud y las solicitadas, serán las siguientes:

- Tarifa

- Modo de facturar la potencia

- Tipo de discriminación horaria

- Interrumpibilidad

Tipos a los que se acoge y Pmaxi para cada uno.

Procedimiento y modelo de solicitudes.

La Dirección General de la Energía podrá establecer el procedimiento y modelo de solicitudes,

para acogerse al sistema de interrumpibilidad, así como para la modificación de las condiciones

del contrato.

Facturación

La facturación definitiva del suministro interrumpible se hará por períodos anuales que

comprenderá desde el día de comienzo de la temporada alta hasta el día anterior al de

comienzo de la temporada alta del año siguiente.

Mensualmente se facturará un descuento provisional a cuenta del anual, que se hallará

aplicando a la facturación básica acumulada desde el comienzo del período anual un

descuento porcentual calculado con arreglo a la fórmula establecida en el apartado 7.4.4, con

la única diferencia de que, para el cálculo del parámetro H, la energía realmente suministrada

desde el comienzo del período anual hasta el último día del mes considerado, se multiplicará

por 12 y dividirá por el número de meses del período anual transcurridos. El descuento así

calculado se aplicará sobre la facturación básica del mismo período transcurrido y del importe

resultante se deducirá el calculado de la misma forma para el mes anterior. Esta diferencia será

la facturación del complemento por interrumpibilidad del mes correspondiente.

Información

Los abonados interrumpibles deberán remitir a la Dirección General de la Energía cualquier

información sobre consumos eléctricos, facturación o condiciones del contrato que ésta le

solicite y las empresas eléctricas deberán remitir a la Dirección General de la Energía, no más

tarde del día 10 de noviembre de cada año, relación detallada de todos sus abonados

interrumpibles con las condiciones del contrato de todos ellos y las previsiones de consumo



116/222

durante la misma.

La no remisión de la información solicitada podrá ser causa de suspensión total o parcial del

descuento por interrumpibilidad en la temporada correspondiente, según lo dispuesto en el

punto 7.4.1.7.

Suspensión del descuento por interrumpibilidad

La Dirección General de la Energía podrá suspender el disfrute de los descuentos de la

facturación o de la compensación, en su caso, relacionados con la interrumpibilidad, en todo o

en parte, pudiendo llegar a la totalidad de los mismos y para la temporada completa, por los

motivos siguientes:

a)No hallarse en perfecto estado de funcionamiento el equipo de control.

b)No facilitar la información que la Dirección General de la Energía, solicite referente al sistema

de interrumpibilidad o dificultar de cualquier modo las inspecciones, que realice directamente o

a través del Organismo que designe para ello.

Condiciones especiales

Las empresas eléctricas, para sus industrias propias o filiales o para abonados con

participación mayoritaria común, deberán solicitar a la Dirección General de la Energía, las

condiciones por interrumpiliblidad.

Condiciones de aplicación del sistema de interrumpibilidad.

Tipos de interrumpibilidad

Existirán cuatro tipos de interrupciones :

Tipo Interrupción Máxima Preaviso Mínimo

A 12 horas 16 horas

B 6 horas 6 horas

C 3 horas 1 hora

D 45 minutos 5 minutos

La Dirección General de la Energía, podrá establecer un tipo de interrupción automática sin

preaviso, incompatible con el D, disponiendo las condiciones para acogerse, los beneficios y

los equipos de control necesarios.

Número de interrupciones



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El número máximo de interrupciones anuales será de treinta, sumadas las de cualquier tipo,

con un límite máximo de una diaria, cinco interrupciones semanales, ciento veinte horas

mensuales y doscientas cuarenta horas anuales.

Las interrupciones se realizarán por iniciativa de Red Eléctrica, S.A. o de la empresa

suministradora con la conformidad de Red Eléctrica de España, S.A., sin perjuicio de las

instrucciones que puede emitir, a este efecto, la Dirección General de la Energía.

Red Eléctrica de España, S.A., comunicará mensualmente a la Dirección General de la Energía

las órdenes de interrupción que se hayan realizado, indicando las causas de las mismas, así

como los abonados afectados, e informará a la citada Dirección sobre el funcionamiento y

resultados de la aplicación del sistema con carácter anual o a solicitud de la misma.

Información para la aplicación del sistema de interrumpibilidad

Para mejorar la eficacia del sistema de interrumpibilidad, las empresas distribuidoras de

energía eléctrica comunicarán a Red Eléctrica de España, S.A., los valores de que se

dispongan sobre la potencia demandada por los abonados interrumpibles, previamente a la

solicitud de una interrupción determinada.

Sin perjuicio de lo anterior, los abonados tiene obligación de facilitar los mismos datos, cuando

se lo solicite Red Eléctrica de España, S.A., directamente o a través de las empresas

distribuidoras.

Procedimiento de interrupción y equipo de control

El preaviso se realizará de acuerdo con lo dispuesto en la Resolución de la Dirección General

de la Energía de 15-03-90, o las disposiciones dictadas por la misma que en su momento la

sustituyan.

Descuento o recargo por interrumpibilidad

Todo abonado acogido a un sistema de interrumpibilidad tendrá derecho a un descuento o

recargo sobre su facturación básica anual, calculando como suma de los dos términos

siguientes:

I = DI - RI

Donde cada uno de ellos se calculará de acuerdo con las siguientes fórmulas:

a)CÁLCULO DI

DI = 0,6

donde las variables tienen el siguiente significado:

DI = Descuento anual en porcentaje. Se calculará con dos cifras decimales y el redondeo se



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hará, por defecto o por exceso, según que la tercera cifra decimal despreciada sea o no menor

que cinco.

HI = Horas anuales de utilización equivalente expresadas en números enteros, con un

redondeo igual al anterior, que se calculará como el cociente entre el consumo total anual

expresado en kWh y la potencia Pf que se define más adelante expresada en kW, con el tope

máximo de las horas reales del año, 8.760 u 8.784 en año bisiesto. En los casos en que se

haya rebasado el 105 por 100 de la potencia contratada en algún período de punta y/o llano de

temporada alta, se considerará para el cálculo de H la mayor de la potencias base de

facturación que correspondan a las horas de punta y/o de llano de temporada alta que resulten

una vez aplicada la forma de cálculo establecida para el modo 2 del punto 6.1. Si el valor del

cociente fuera inferior a 2.100, DI será igual a 0.

S = Coeficiente de coincidencia. Tendrá los siguientes valores, según el número de tipos de

interrumpibilidad a que estén acogidos los abonados:

Nº Tipos S

1 1,000

2 0,875

3 0,750

4 0,625

Ki = Constante, que tendrá un valor según el tipo de interrumpibilidad al cual

esté acogido el abonado.

K1 = 25 para el tipo A

K2 = 18 para el tipo B

K3 = 16 para el tipo C

K4 = 21 para el tipo D

Pf = La menor de las potencias contratadas en períodos de punta y/o llano de temperada alta.

Se considerarán como períodos de temporada alta, media y baja los definidos para la

aplicación del complemento por estacionalidad.

Pmaxi = Potencia residual máxima demandable por el abonado durante la posible interrupción

en cada uno de los tipos a los que esté acogido.

SKi (Pf - Pmaxi) = suma de los productos Ki (Pf - Pmaxi) para cada uno de los tipos de

interrupción aceptados.

Pj = Reducción de potencia computable pr cada interrupción a efectos de cálculo del

descuento. Será igual a la diferencia entre Pf y la potencia residual máxima demandable por el

abonado, de acuerdo, con la orden de reducción de potencia. Si él abonado no cumpliera la

interrupción de acuerdo con la orden de reducción de potencia y para las dos primeras



119/222

interrupciones solicitadas durante la temporada eléctrica Pj será igual a 0.

SPj = Suma de las reducciones de potencia computables.

Todos los valores de potencia se expresarán en kW.

b)CÁLCULO RI.

Este término sólo se aplica si por parte del abonado se superase, en momento de interrupción,

la potencia máxima demandable (Pf - Pj), solicitada por la empresa distribuidora, y tendrá un

valor:

RI = (N - 0,5) (Pd + 2) / (Pf - Pj + 2)

Siendo N, el número de interrupciones en que se haya sobrepasado la potencia residual

máxima solicitada por la empresa suministradora; Pd, la potencia máxima real demandada por

el usuario en cada período de interrupción incumplida, y

(Pd + 2) / (Pf - Pj +2)

es el producto de los N cocientes (Pd + 2) / (/Pf - Pi + 2) correspondientes a las interrupciones

solicitadas por la empresa suministradora y no cumplidas por el abonado.

Las potencias se expresarán en MW.

Si I resulta negativo, tendrá significado de recargo, con un límite del 5 por 100, y no será

reintegrado en caso de rescisión del contrato.

Sin perjuicio del recargo correspondiente, en su caso, el incumplimiento de tres o más

interrupcines en un período anual significará la anulación del descuento I al abonado en dicho

período.

El complemento por Interrumpibilidad, solo será de aplicación a los consumidores que

estuvieran acogidos a dicho complemento el 31 de diciembre de 1.999 hasta el 1 de enero de

2.007.

14.1.6 Tarifa Horaria de Potencia

Estructura de la tarifa

La tarifa horaria de potencia está basada en siete períodos tarifarios en que se dividen las

8.760 horas anuales, y se compone de un término de facturación de potencia y un término de

facturación de energía y, cundo proceda, por un término de facturación por energía reactiva y

un término de descuento por interrumpibilidad.

El término de facturación de potencia será la suma de los productos de la potencia contratada

en cada período tarifario por su precio correspondiente, y el término de facturación de energía

será la suma de los productos de la energía consumida en cada período tarifario durante el

período de facturación considerado por su precio correspondiente.



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La suma de los cuatro términos mencionados, constituyen, a todos los efectos, el precio

máximo de esta tarifa autorizado por el Ministerio de Industria y Energía.

En las cantidades resultantes de la aplicación de esta tarifa no están incluidos los impuestos,

recargos y gravámenes establecidos o que se establezcan sobre el consumo y suministro que

sean de cuenta del consumidor, y estén las empresas suministradoras encargadas de la

recaudación de los mismos, alquileres de equipos de medida o control, derechos de acometida,

enganche y verificación, ni aquellos otros cuya repercusión sobre el usuario esté legalmente

autorizada.

Definición de la tarifa

Esta tarifa será única para cualquier tensión y utilización de la potencia contratada y se podrá

aplicar a los suministros de energía eléctrica en alta tensión cuando la potencia contratada por

el abonado en un único punto de toma, en alguno de los periodos tarifarios que se definen en el

punto 3.2 del presente Título, sea igual o superior a 20 MW y no inferior a 5 MW en ninguno de

los citados periodos tarifarios.

Esta tarifa, no será de aplicación a la energía recibida por los productores de energía acogidos

al régimen especial establecido en el Real Decreto 2366/94, de 9 de diciembre.

Para su aplicación deberá contar con los siguientes requisitos:

1º Por su carácter experimental, requerirá autorización individual y expresa de la Dirección

General de la Energía.

2º El contrato será anual, comprendiendo la temporada eléctrica desde el 1 de noviembre de

cada año hasta el 1 de noviembre del año siguiente.

3º Que las potencias contratadas en los diferentes períodos sean tales que la Pn+1 sea

siempre mayor o igual a Pn.

4º Tener instalados los equipos de medida y control necesarios para la correcta aplicación de la

misma.

5º Disponer de las características técnicas de la acometida, de acuerdo con los parámetros del

contrato solicitados para poder realizar el suministro, a cuyos efectos deberá contarse con el

informe justificativo de la empresa suministradora.

Los abonados que, reuniendo los requisitos impuestos para la misma, deseen acogerse,

deberán solicitarlo a la Dirección General de la Energía con un período de antelación mínimo

de cuarenta y cinco días antes de que comience la temporada alta eléctrica (1 de noviembre de

cada año).

La Dirección General de la Energía podrá negar su aplicación, si estimara que no se deriva un

beneficio para el sistema eléctrico nacional.

En el caso de que un abonado, para un mismo suministro en un único lugar de trabajo,

disponga de dos puntos de toma, la Dirección General de la Energía excepcionalmente y



121/222

teniendo en cuenta el grado de cumplimiento de cada uno de los puntos de toma de los

requisitos impuestos a esta tarifa, podrá autorizar la aplicación de la misma conjuntamente,

siendo en ese caso las magnitudes a contemplar las registradas por aparato totalizador.

Condiciones de aplicación de la tarifa

Tipos de días

Para la aplicación de esta tarifa, se divide el año eléctrico, 1 de noviembre a 31 de octubre del

año siguiente, en los tipos de días siguientes:

Tipo A: De lunes a viernes no festivos de temporada alta.

Tipo B: De lunes a viernes no festivos de temporada media.

Tipo C: De lunes a viernes no festivos de temporada baja, excepto Agosto.

Tipo D: Sábados, domingos, festivos y Agosto.

Las temporadas alta, media y baja, serán las definidas con carácter general en el Título I del

presente Anexo.

Se considerarán a estos efectos como días festivos lo de ámbito nacional definidos como tales

en el calendario oficial del año correspondiente, con inclusión de aquellos que puedan ser

sustituidos a iniciativa de cada Comunidad Autónoma.

Períodos tarifarios

Los precios tanto del término de potencia como de término de energía de la presente tarifa, se

fijan para cada uno de los períodos tarifarios siguientes:

Período 1: Comprende 13 horas diarias correspondientes a 23 días determinados por Red

Eléctrica de España, S.A., en las condiciones fijadas en el punto 3.3 del presente título, de

entre los definidos como el tipo A.

Período 2: Comprende 6 horas diarias de los días tipo A, no incluidos en el período 1.

Período 3: Comprende 10 horas diarias de los días tipo A incluidos en el período 2, y 3 horas

diarias de los días tipo A incluidos en el período 1.

Período 4: Comprende 6 horas diarias de los días tipo B.

Período 5: Comprende 10 horas diarias de los días tipo B.

Período 6: Comprende 16 horas diarias de los días tipo C.

Período 7: Resto de horas no incluidas en los anteriores y que comprende las siguientes:

- 8 horas de los días tipo A.

- 8 horas de los días tipo B.

- 8 horas de los días tipo C.

- 24 horas de los días tipo D.

Las horas de este período, a efectos de acometida serán las correspondiente a horas valle.



122/222

Horarios a aplicar en cada período tarifario

Los horarios a aplicar en cada uno de los períodos tarifarios serán los siguientes:

HORARIOS

Tipo de día Tipo A

Tipo B Tipo C Tipo D Periodo

Tarifario

23 días a fijar por Red Eléctrica

de España, S.A. Resto días

1 13 h. entre

las 8 y 24 h. - - - -

2 - De 16 a

22 h. - - -

3 Resto

De 8 a 16

h.

De 22 a

24 h.

- - -

4 - - De 9 a

15 h. - -

5 - -

De 8 a 9

De 15 a

24

- -

6 - - De 8 a

24 -

7 De 0 a 8 De 0 a 8 De 0 a 8De 0 a

8

De 0 a

24

Los 23 días tipo A a fijar por Red Eléctrica de España, S.A., se comunicarán por esta empresa

por un medio en el que quede constancia de la misma en las condiciones siguientes:

1º De los 23 días, 18 se comunicarán con una programación semanal y 5 con programación

diaria.

2º Red Eléctrica de España, S.A., podrá realizar un máximo de 6 programaciones semanales

para fijar los 18 días de este tipo de programación.

3º Tanto en la programación semanal como en la diaria, Red Eléctrica de España, S.A.,

comunicará a cada abonado las 13 horas concretas que, entre las 8 y 24 h., serán

consideradas del período 1.

4º La programación semanal se podrá comunicar hasta las 18 horas del viernes anterior

correspondiente a la semana programada.

5º La programación diaria se podrá comunicar hasta las 18 horas del día anterior



123/222

correspondiente a la programación. Sólo podrán estar incluidos estos 5 días de martes a

viernes.

Determinación de los componentes de la facturación

Término de facturación de potencia

Término básico de facturación de potencia.

Para cada uno de los siete períodos tarifarios, definidos en el punto anterior se contratará una

potencia aplicable durante todo el año.

El término de facturación de potencia será el sumatorio resultante de multiplicar la potencia

contratada en cada período tarifarío por su término de potencia, que se define más adelante,

según la fórmula siguiente:

Donde:

Pci = Potencia contratada en período tarifario i expresada en kW.

tpi = Precio anual del término de potencia del período tarifario i.

Se facturará mensualmente la doceava parte del resultado de aplicar la fórmula anterior.

Facturación de los excesos de potencia

En el caso de que la potencia demandada sobrepase en cualquier período horario la potencia

contratada en el mismo, se procederá a la facturación de todos y cada uno de los excesos de

acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

Ki = Coeficiente que tomará los siguiente valores dependiendo del período

tarifarío i:

Periodo 1 2 3 4 5 6 7

Ki 1 0,73 0,56 0,40 0,30 0,19 0,08

Aci = Se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

Pdj = Potencia demandada en cada uno de los cuartos de hora del período i, en que se haya

sobrepasado Pci.

Pci = Potencia contratada en el período i, en el período considerado.

Estas potencias se expresarán en kW.



124/222

Los excesos de potencia, se facturarán mensualmente.

Término de facturación de energía

El término de facturación de energía será el sumatorio resultante de multiplicar la energía

consumida en cada período tarifario por el precio término de energía correspondiente, que se

fija en el punto 5 del presente título de acuerdo con la fórmula siguiente:

Donde:

Ei = Energía consumida en el período tarifario i expresada en kWh.

tei = Precio del término de energía del período tarifario i.

Este término se facturará mensualmente, incluyendo la energía consumida en el mes

correspondiente a cada período i.

Término de facturación por energía reactiva

Este recargo se aplicará en los períodos tarifarios 1, 2, 3 y 4, cuando el consumo de energía

reactiva durante el período de facturación considerado exceda el 40 % de la energía activa

consumida durante el mismo. Los excesos computados se facturarán a razón de 6,15

Euros/kVArh.

Este término se facturará mensualmente, incluyendo la energía reactiva consumida en exceso

en el mes correspondiente en los períodos tarifarios en que es de aplicación, según lo indicado

en el apartado anterior.

Además, estos abonados estarán obligados a suscribir un acuerdo de gestión de los equipos

de corrección de energía reactiva con su empresa suministradora si ésta lo solicitara. Dichos

acuerdos deberán tener la conformidad de la Dirección General de la Energía.

Término de descuento por interrumpibilidad

Los abonados acogidos a esta tarifa podrán aplicar el sistema de interrumpibilidad durante todo

el año en las siguientes condiciones:

1º Deberán quedar acogidos a los cuatro tipos A, B, C y D definidos con carácter general, en

todos y cada uno de los períodos tarifarios.

2º La potencia residual máxima demandable será única e igual en todos los períodos tarifarios

y tipos.

3º El número de cortes anuales, preaviso y duración de los mismos, serán los definidos con

carácter general, así como el sistema de comunicación ejecución y control de la



125/222

interrumpibilidad.

El descuento anual por este concepto será el resultado del sumatorio de la potencia ofertada

en cada período tarifario por el coeficiente de interrumpibilidad que se define más adelante, y

por el término de potencia del período correspondiente, de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

DIi = Descuento por interrumpibilidad correspondiente al período tarifario i.

Pci = Potencia contratada en el período i, expresada en kW.

Pmaxi = Potencia residual máxima expresada en kW.

tpi = Precio del término de potencia del período i.

ci = Coeficiente de interrumpibilidad del período i.

A los efectos de aplicación de la fórmula, si Pci - Pmaxi resultara negativo en alguno o algunos

de los períodos tarifarios, se considerará su valor nulo.

La facturación de este descuento será mensual, en doceavas partes. Los coeficiente de

interrumpibilidad para cada período tarifario serán los siguientes:

COEFICIENTES DE INTERRUMPIBILIDAD

Período tarifario 1 2 3 4 5 6 7

Coeficiente c 0,8 0,7 0,65 0,5 0,5 0,5 0,35

Para aquellos abonados que en el período tarifario de punta móvil (período 1) oferten una

potencia igual o superior a 60 MW, los coeficientes de interrumpibilidad ci serán a 0,8 en todos

los períodos tarifarios.

El incumplimiento de una o dos interrupciones, durante la vigencia del contrato, por parte del

abonado implicará la reducción para todo el año de los descuentos de DIi correspondientes a

cada uno de los períodos tarifarios en que, por su duración, esté incluida la interrupción

incumplida, en los porcentajes que resulten de aplicar la siguiente fórmula:

Donde:

RIi = Recargo en porcentaje a aplicar en el descuento por interrumpibilidad correspondiente DIi.

Pdj = Potencia máxima real demandada por el usuario durante la interrupción j incumplida.

Pci = Potencia contratada en el período.

Pmaxi = Potencia residual máxima demandable por el abonado.



126/222

RIi en cualquier caso tendrá un límite máximo del 100 %.

Las potencias se expresarán en kW.

A estos efectos, se considerará incumplida una interrupción cuando se sobrepase la potencia

residual máxima demandable por el abonado en cualquiera de los períodos tarifarios, en que

Pci sea mayor que Pmaxi.

El incumplimiento de tres o más interrupciones en el período anual de vigencia del contrato

significará la anulación del descuento DI al abonado en dicho período.

El complemento por Tarifa Horaria de Potencia, solo será de aplicación a los consumidores que

estuvieran acogidos a dicho complemento el 31 de diciembre de 1.999 hasta el 1 de enero de

2.007.

14.1.7 Impuesto Eléctrico

El impuesto eléctrico, entró en vigor en diciembre de 1.997, sustituyendo al antiguo impuesto

sobre el carbón. Se aplica sobre la suma del término de potencia, el término de energía, la

discriminación horaria y la energía reactiva, aplicando a la suma de los importes de estos

cuatro parámetros el 4,864% y el resultado se multiplica por 1,05113.

14.1.8 Alquiler equipos de Medida

La propiedad de los equipos de medida puede ser del abonado o de la compañía

suministradora. En este último caso, el precio del alquiler no es libre, sino que está regulado

por Ley.

14.2 Mercado liberalizado

La facturación para los consumidores que adquieren su energía eléctrica operando

dentro del marco del mercado liberalizado, difiere considerablemente de la facturación en la

modalidad de tarifa regulada.

En el mercado liberalizado se distinguen dos agentes: La comercializadora y la distribuidora.

La comercializadora es la empresa que factura todos los conceptos eléctricos al consumidor y

liquida a la distribuidora su parte correspondiente. Es quien adquiere la energía en el Pool y la

vende a sus consumidores.

La distribuidora es la empresa que físicamente transporta la energía a través de sus

instalaciones de distribución desde las redes de transporte de alta tensión hasta el punto de

consumo final.

La distribuidora, por este servicio, factura unos peajes regulados de consumo de energía,

potencia contratada, recargos/abonos por uso de la potencia y recargos por exceso de reactiva,

además del alquiler del equipo de medida, en el caso de que el consumidor no lo adquiera en

propiedad.



127/222

14.3 Tarifa

A continuación se hace un breve resumen de las tarifas existentes en el mercado:

Tarifas de baja tensión: Se podrán aplicar a suministros que trabajen con una tensión no

superior a 1.000 voltios.

Tarifa 1.0: Se podrá aplicar a cualquier suministro, fase-neutro o bifásico, en baja tensión,

con potencia contratada no superior a 770 W.

Tarifa 2.0: Se podrá aplicar a cualquier suministro en baja tensión, con potencia contratada

no superior a 15 kW.

Tarifa 3.0: (de utilización normal). Se podrá aplicar a cualquier suministro en baja tensión.

Tarifa 4.0.(de larga duración). Se podrá aplicar a cualquier suministro en baja tensión.

Tarifa B.0 de alumbrado público: Se podrá aplicar a los suministros de alumbrado público

en baja tensión contratados por la Administración Central, Autonómica o Local.

Se entiende por alumbrado público el de calles, plazas, parques públicos, vías de

comunicación y semáforos. No se incluye como tal el alumbrado ornamental de fachadas, ni el

de fuentes públicas.

Tarifa R.0 para riegos agrícolas: Se podrá aplicar a los suministros de energía en baja

tensión con destino a riegos agrícolas o forestales, exclusivamente para la elevación y

distribución del agua de propio consumo.

Tarifas de alta tensión: Se aplicarán las tarifas de alta tensión a los suministros realizados a

tensiones nominales superiores a 1.000 voltios.

Sus modalidades, en función de la utilización y de la tensión de servicio, serán:

Nivel de tensión Utilización

Corta (1.) Media (2.) Larga (3.)

Hasta 36 kW inclusive (.1) 1.1 2.1 3.1

Mayor de 36 kW y no

superior a 72,5 kW (.2) 1.2 2.2 3.2

Mayor de 72,5 kW y no

superior a 145 kW (.3) 1.3 2.3 3.3



128/222

Mayor de 145 kW (.4) 1.4 2.4 3.4

Tarifas T para tracción: Se podrán aplicar a los suministros de energía eléctrica para

tracción de ferrocarriles, ferrocarriles metropolitanos, tranvías y trolebuses, así como a la

energía destinada a los servicios auxiliares o alumbrado de las instalaciones transformadoras

para tracción y a los sistemas de señalización que se alimentan de ellas, siempre que estos

servicios sean de titularidad pública.

Sus modalidades, en función de la tensión máxima de servicio, serán las siguientes:

- T.1: Hasta 36 kV es inclusive.

- T.2: Mayor de 36 kV y no superior a 72,5 kV.

- T.3: Mayor de 72,5 kV.

Tarifas R para riegos agrícolas: Se podrán aplicar a los suministros de energía en alta

tensión con destino a riegos agrícolas o forestales, exclusivamente para la elevación y

distribución del agua del propio consumo.


- R.1: Hasta 36 kV es inclusive.

- R.2: Mayor de 36 kV y no superior a 72,5 kV.

- R.3: Mayor de 72,5 kV.

Tarifa G.4 de grandes consumidores: Se podrá aplicar a los suministros de energía en alta

tensión que reúnan las siguientes características:

- Potencia contratada en un solo punto superior a 100.000 kW.

- Utilización anual superior a 8.000 horas de la potencia contratada.

- Utilización mensual correspondiente a 22 horas diarias de la potencia contratada.

- Tensión nominal del suministro mayor de 145 kV.

Tarifas D para venta a distribuidores en alta tensión

Las tarifas D serán de aplicación a las ventas de energía en alta tensión a aquellos

distribuidores a quienes se les viniese facturando por las mismas, no siendo de aplicación a los

consumos de energía eléctrica de las industrias propias del distribuidor, para los que la tarifa

aplicable será la general correspondiente.


- D.1: Hasta 36 kV es inclusive.

- D.2: Mayor de 36 kV y no superior a 72,5 kV.

- D.3: Mayor de 72,5 kV y no superior a 145 kV.

- D.4: Mayor de 145 kV.



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14.4 Ejemplo: factura de un consumidor con tarifa 3.0.2

En el ejemplo se presenta un modelo oficial de factura en tarifa 3.0.2



130/222

representativo de un suministro a una Edificio en Baja Tensión.

A.- En primer lugar figura la identificación de la empresa distribuidora de

electricidad.

B.- A continuación el número de factura y su fecha de emisión.

C.- A continuación los datos del consumidor; Dirección del Suministro; Titular

del contrato y su N.I.F.

En el margen izquierdo figuran los datos precisos para el cálculo de la factura

según los métodos establecidos en la Orden del Ministerio de Industria de 12

de Enero de 1995 sobre tarifas de electricidad.

Estos datos son los que se obtienen de las lecturas de los contadores y

maxímetros instalados para la medición del consumo, por tanto debe figurar el

número de identificación de dichos contadores y maxímetros, las lecturas de

los mismos y el consumo realizado, que se obtiene como diferencia entre la

lectura actual y la lectura anterior, siendo esta última la que figure en la factura

anterior.

Asimismo debe de figurar el período de lectura correspondiente al consumo

que se está facturando, el número del CNAE que es el código que corresponda

a la actividad del consumidor (Oficina, taller, cafetería, etc.) y el número de

póliza que es el número del contrato correspondiente al suministro, así como el

código universal de punto de suministro CUPS.

D.- A continuación se especifican las condiciones del contrato que sirven para

la facturación:

La tarifa (3.0.2) que nos permitirá conocer los precios que corresponden según

el Real Decreto de tarifas que está en vigor en el período de la factura, que

deberá figurar asimismo en ésta.

El modo de facturación de potencia. En el ejemplo es con un único maxímetro.

(Modo 2).

La potencia contratada que junto con la lectura del maxímetro nos permitirá

calcular la potencia a facturar (Orden Ministerial de 12 de Enero de 1995)

El tipo de discriminación horaria que tengamos contratado, en el ejemplo el tipo

2 que significa que se diferencian dos períodos: Punta, y Llano + Valle, así

como el recargo (40%) que corresponde al consumo en horas punta.

E.- En la parte derecha figuran los cálculos de los diferentes conceptos que

constituyen la factura de la electricidad:

E.1.- Facturación por potencia: Este término se obtiene de multiplicar la



131/222

potencia a facturar (100 kW en el ejemplo) por el precio que figura en el Real

Decreto de Tarifas en vigor para este concepto en la tarifa de que se trate (en

el ejemplo: tarifa 3.0.2 término de potencia = 1,566552 €. por kW), este término

se factura mensualmente. La potencia a facturar es la registrada por el

maxímetro, sí este número se encuentra entre el 85% y el 105% de la potencia

contratada, si fuese menor que el 85% de la potencia del contrato nos

facturarán ese 85%, y si el registro superase el 105% de la potencia contratada

nos facturarán una penalización consistente en el doble de lo que nos hayamos

pasado del límite. Así pues contrate la potencia que vaya a utilizar para no

incurrir en penalizaciones si tenemos contratada una potencia menor que la

necesaria, o en sobrecoste si tuviéramos contratada una potencia mayor que la

que estamos utilizando.

En este caso la factura en estudio la potencia consumida es menor que el 85%:

€1.133/.€6552.156)85.0100(__ kWmescentkWpotenciapornFacturació

E.2.-Facturación por energía: En este epígrafe nos facturan la energía que

hemos consumido, en el ejemplo se han consumido 2993 kWh en las horas

punta y 8395 kWh en el período Llano + Valle, en total 11388 kWh,

multiplicados por el precio que para este concepto en esta tarifa (3.0.2) figura

en las tarifas del año 2007: 0,091706 € por kWh para este ejemplo.

€35.1044/.€1706.9)83952993(__ kWmescentkWhkWhenergíapornFacturació

E.3.-Complemento por energía reactiva: Este complemento permite

conseguir un descuento de hasta el 4% sobre la facturación por potencia más

la facturación por consumo si tenemos instalada una batería de condensadores

en nuestra instalación o bien porque nuestro tipo de consumo no produce

consumos significativos de energía reactiva. Observe si en su factura tiene un

recargo por este concepto y si lo tiene consulte con su compañía distribuidora

sobre la inversión a realizar en condensadores para obtener una bonificación

por este concepto. Probablemente los ahorros así obtenidos amorticen la

inversión necesaria en unos cuantos meses.

€1.47€)35.1044€16.133/(%4.0__ senergíadeoComplement

E.4.-Complemento por discriminación horaria: En el ejemplo consideramos

un consumidor que distingue sólo 2 períodos horarios; horas punta y el resto de

horas (llano + valle), por ser el más adecuado para las empresas que trabajan



132/222

en horario comercial normal, si el consumidor tuviese altos consumos eléctricos

por la noche (discotecas por ejemplo) en principio sería más adecuado el tipo 3

que distingue 3 períodos horarios (punta, llano y valle), en este sistema, el

recargo en horas punta es mayor (100%) pero se obtienen descuentos del 43%

en los consumos de las horas valle.

Volviendo al ejemplo, el complemento por discriminación horaria se determina

aplicando el recargo (40%) que tiene el consumo realizado en las horas punta

(2993 kWh x 40%) y multiplicando por el precio del término de energía de la tarifa

3.0.2 (0,091706 €).

€79.109/.€1706.9)4.02993(_min kWmescentkWhHorariaaciónDiscri

E.5.-Impuestos: A la suma de todos los conceptos anteriores le es de

aplicación el impuesto especial sobre la electricidad, que se calcula

multiplicando el importe a facturar (1240.2 €) por 1,05113 y aplicando a la

cantidad así obtenida el tipo del impuesto: el 4,864%.

€41.630511.1€2.1240/%864.4Im spuestos

E.6.-Alquiler de equipos de medida: En este concepto nos facturan el alquiler

de los contadores y máximetros necesarios para la facturación en el caso de

que estos sean propiedad de la empresa distribuidora.

€98.13/.€13981__ mescentmesequiposdeAlquiler

E.7.- I.V.A.: Finalmente nos aplicarán el tipo general del IVA (16%) al total de

todos los epígrafes anteriores.

€81.210€59.1317/%16 sIVA

Se debe estudiar la potencia a contratar y el tipo de discriminación horaria que

sean más ventajosas para el consumo del edificio. Las compañías distribuidoras

están obligadas a asesorar sobre estos aspectos del suministro contratado.



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134/222

15 EJEMPO DE MEJORAS

15.1 Instalación de doble puerta en las entradas principales Descripción de la mejora

Se propone la instalación de una doble puerta en las entradas principales de la Planta Primera

y Planta Baja, para evitar infiltraciones de aire no climatizado. Actualmente el edificio cuenta en

sus entradas principales con una puerta de corredera accionada automáticamente por un

sensor de movimiento. La apertura de la puerta produce entradas y salidas de aire del edificio

no deseadas, como por ejemplo la salida del aire caliente en invierno y la entrada de aire

caliente en verano. Además de corrientes de aire, que produce sobre presión y el efecto

chimenea en el edificio.

Durante la visita se observó que las puertas, a pesar de tener accionamiento automático,

permanecían un tiempo considerable abiertas (tiempo de espera), lo que se mejoraría si se

instalase una doble puerta, con lo que se lograría tener un volumen de aire entrante

controlable. Para esto, la abertura de las puertas debería ser accionada en forma secuencial.

Inversión

La inversión de instalar los dobles sistemas de puertas automáticas de la Planta Primera (6

módulos) y de la Planta Baja (4 módulos), se estima en 55.000 €, aproximadamente.

Ahorros

Los ahorros obtenidos con la aplicación de esta medida, son producidos por el menor consumo

en los grupos de generación para invierno y verano, debido a la menor cantidad de

infiltraciones:

ñoaperturasaNTCpVConsumo º

Si consideramos que cada puerta está abierta como mínimo 3 horas por día, 6 días a la

semana durante los 12 meses del año, el consumo en climatizar este aire exterior es:



135/222

kWhConsumo 356.41860

864)5,618(2,124,0600.345,3

por cada puerta

Si se consideran las 10 puertas, el consumo total es de 413.560 kWh.

Si se considera que la eficiencia de las cortinas de aire existentes es de un 65%, el ahorro

anual es:

€665.12./€0875,0)7,0560.413560.413(

)(

kWhkWhkWhAhorro

valorconsumoConsumoAhorro

anual

energiacortinasactualanual

Retorno de la inversión

La inversión tiene un periodo de retorno simple de 4,3 años. Sin embargo, teniendo en cuenta

el previsible incremento en la tarifa del gas natural del 5% anual y de la electricidad de un 7%,

dicho periodo de reduce a 3,5 años, como puede observarse en la figura siguiente.

-100.000

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Años

VA

N (

€)

Rentabilidad de la instalación de dobles puertas de acceso con un incremento de la

electricidad de un 7%

Análisis Técnico

La penetración de aire que entra al edificio por la puerta principal esta dado por dos corrientes:

a) Corriente de aire producto de la diferencia de temperaturas:



136/222

mediatempdif gH

BV

5.1. 3

.

b) Corriente debido al efecto del viento:

25.02

. 10

HBVviento

Donde:

Tabla 8: Resumen de datos

B Ancho de la puerta 1,6 m

H Altura de la puerta 2,5 M

ρ Densidad media del aire 1,24 kg/m3

v10 Velocidad media a 10 metros de altura 4 m/s

Tm. ext. Temperatura media exterior 6,5 ºC

T m. int. Temperatura media interior 18 ºC

Vdif. Temp Corriente de aire producto de la diferencia de

temperatura 1,45 m3/s

Vviento Corriente debido al efecto del viento 2 m3/s

Vtotal Caudal de aire total que ingresa al edificio 3,45 m3/s

E Energía perdida por cada puerta 41.356 kWh

Etotal Energía perdida por todas las puertas (10) 413.559,9 kWh

e Eficiencia de las cortinas de aire actuales 0,65 %

Ecortinas Energía retenida por las cortinas de aire 268.813,9 kWh

Epuertas Energía que retiene la doble puerta 144.746 kWh

€ Valor de la energía 0,0875 €/kWh

H Ahorro económico de la aplicación de la

medida 12.665,3 €

Recuperación de la inversión 4,3 Años

15.2 Recuperación del calor del aire de extracción

Descripción de la mejora

Una forma de ahorrar energía, sería recuperar parte del calor del aire de extracción del edificio.

Actualmente este aire es arrojado directamente a la calle, el aire de extracción es un aire

viciado pero que posee una temperatura similar a la de los locales, o sea climatizado.

Como este aire no puede ser devuelto al edificio por estar contaminado, se puede aprovechar

su temperatura mediante un intercambiador de placas de aluminio de flujo cruzado, para

transferir parte de esta energía al aire de ventilación que entra al edificio sin mezclar los flujos,

reduciendo el salto térmico que deben vencer los climatizadores para adecuarlos a la

temperatura de inyección. Con esto se consigue ahorrar energía en los equipos de producción

del edificio.



137/222

Recuperador calor de flujo cruzado

Inversión

La inversión a realizar considerando el quipo recuperador de calor, modificación del sistema

actual, mano de obra y materiales tiene un coste aproximado de € 3.200

Estimación de ahorro.

Para calcular el ahorro conseguido al aplicar esta medida se establecerán las siguientes

hipótesis:

Horas de funcionamiento de los equipos en modo calefacción 960 horas/año

Horas de funcionamiento de los equipos en modo refrigeración 650 horas/año

Eficiencia mínima de la temperatura en modo calefacción 40%

Eficiencia mínima de la temperatura en modo refrigeración 40%

Caudal de extracción = 2 L/s

Caudal de aire exterior= 0,9 L/s

Temperatura y humedad del aire de extracción en invierno 21ºC y 40 %

Temperatura y humedad del aire de aire exterior en invierno -5ºC y 90 %

Temperatura y humedad del aire de extracción en verano 25ºC y 50 %

Temperatura y humedad del aire de aire exterior en invierno 35ºC y 32 %


entradafríosaliadafríoatemperatur TT

TT

__

_


entradafríosaliadafríoenergética HH

HH

__

_



138/222

Unidadexterior retorno exterior retorno

másico kg/s 0,9 0,9 0,9 0,9Volumétrico (medio) L/s 700 700 700 700Velocidad media de paso m/s 6,3 6,3 7,1 6,6Pérdida de presión Pa 183 178 211 189Eficiencia de temperatura % 53,2 48 50 53

Temperatura seca ºC -5 21 35 25Temperatura húmeda ºC -5,4 13,2 22 17,9Humedad relativa % 90 40 32 50Entalpía kJ/kg 0,55 36,87 64,23 50,45

Temperatura seca ºC 8,8 8,5 30,0 30,3Temperatura húmeda ºC 2,9 6,8 20,6 19,7Humedad relativa % 31,9 78,5 42,4 36,7Entalpía kJ/kg 14,51 22,22 59,08 55,89

Total kWLatente kWEficiencia energética %Horas de funcionamiento hAhorro de energía kWValor energía €/kWhAhorro de económico € 1144,0 206,1

10812 19480,1058 0,1058

863 435

Regimén verano

Caudales

Condiciones de entrada

40,3 39,5

Recuperador de PlacasRegimén invierno

Potencia recuperada12,5 4,5

Condiciones de salida

Recuperación de la Inversión

La recuperación de la inversión se calcula utilizando el método de recuperación simple tiene un

periodo de 3 Años

15.3 Cálculo del rendimiento instantáneo de la caldera

El rendimiento instantáneo del grupo de generación de calor se obtiene de la relación entre el

calor aprovechado sobre el calor aportado, y viene dado por la siguiente expresión:

PerdidasP

P

alno

útileoins 100

mintantan

Siendo:

qrcqiqsPerdidas

Donde


100/ PCIQshqsh

)()614,3368,0( ambientehumos TTnQsh

)79.021.0/(21.0 2OXXn

22100 OCOX


)/(72 2COCOxCOqi + OPx PCI



139/222


100/ min alnoPQrcqrc

envolventerctraserarcfrontalrc qqqQrc

)(12 ambientefrontalfrontalfrontalrc TTSq

)(12 ambientetraseratraseratraserarc TTSq

)(10 ambienteenvolventeenvolventeenvolventerc TTSq


Tambiente 26,2 ºC Temperatura ambiente sala de calderas

Thumos 201,9 ºC Temperatura humos

Tfrontal 76 ºC Temperatura de la superficie frontal de la caldera

Ttrasera 78 ºC Temperatura de la superficie trasera de la caldera

Tenvolvente 43 ºC Temperatura de la superficie envolvente de la caldera

Sfrontal 1,2 m2Superficie frontal de la caldera

Strasera 1,2 m2Superficie trasera de la caldera

Senvolvente 7,5 m2Superficie envolvente de la caldera

O2 7,1 % Contenido de oxigeno en los humos de combustiónCO 2 ppm Contenido de Monóxido de carbono en los humos de combustiónCO2 7,9 % Contenido de Dióxido de carbono en los humos de combustión

Datos obtenidos de las mediciones realizadas en la caldera

qrcfrontal 0,84 kW Calor perdido por radiación en la superficie frontal de la caldera

qrctrasera 0,87 kW Calor perdido por radiación en la superficie trasera de la caldera

qrcenvolvente 1,48 kW Calor perdido por radiación en la superficie envolvente de la calderaQ 3,19 kW Calor total perdido por radiación en la calderaqrc 1,0 % Porcentaje de calor perdido por radiación respecto a Pnominal

qi 1,82E-05 % Porcentaje de calor perdido por inquemados respecto a Pnominal

n 1,46 índice de humosqs 9,97 % Porcentaje de calor sensible perdido por los humos respecto a PCIPerdidas 10,94 % Porcentaje de calor total perdidoinstantaneo 89,06 % Rendimiento estacional de la caldera




140/222

CALOR PERDIDO POR INQUEMADOS

0,001%

CALOR PERDIDO RADIACIÓN DEL CUERPO DE LA CALDERA 1%

CALOR PERDIDO LOS HUMOS DE LA

COMBUSTIÓN 9,97%

CALOR APORTADO AL AGUA 89,06%

CALOR OBTENIDO

DEL COMBUSTIBLE (PCI)

RENDIMIENTO INSTANTÁNEO DE LA CALDERA

Diagrama de Sankey cálculo del rendimiento instantáneo de la caldera de agua caliente

15.4 Cálculo del rendimiento estacional del sistema de calefacción

Según los datos climáticos de Madrid, los consumos totales para el año 2005 y el rendimiento

instantáneo obtenido del análisis, se calcula el rendimiento estacional de la instalación de

calefacción:

100)(...

24

anual


IxPGdx





Canual 18417,7 m3Consumo de combustible para el año 2005


Calculo del rendimiento estacional de la instalación de calefacción

15.5 Ahorro de energía al aumentar la temperatura de ocupación

El ahorro de energía al aumentar la temperatura de ocupación por caudal de aire exterior. Cambio

Temperatura Bulbo seco ºC

Humedad Relativa

50 %

Humedad Relativa

60 %

Humedad Relativa

70 %22-23 25,191 22,7 27,99

23 - 23,5 24,79 22,392 30,38823,5 - 24 27,99 23,99 27,9924 - 24,5 27,99 23,99 27,9924,5-25 27,99 23,99 31,99

Valores de ahorros en Kcal/hrxm3/min de aire exterior



141/222

Ahorro anual (KWh)= volumen aire exterior(m3/min) x Factor ahorro (kcal/hrxm3/min) x Nº

horas/año/860

15.6 % de CO2 de la combustión

La temperatura de los gases se considera excesiva si es mayor de 204ºC para una

temperatura de 20ºC en la habitación.

% CO2 Color de los gases Problema

12 Gris oscuros Muy poco aire

10 Gris claro Adecuada cantidad de aire

8 blanco Demasiada cantidad de aire Porcentaje de Dióxido de carbono en la combustión

15.7 Ganancia térmica por iluminación

Tipo Calor en Kcal/hr

Fluoerescentes Potencia (W) x 0,86 x 1,25

Incandescente Potencia (W) x 0,86 Calor aportado por lámparas, se incluye en fluorescentes el calor emitido por los balastros

15.8 Reducción de consumo eléctrico de equipos de climatización más eficientes

Reducción de la demanda refrigeración = Pot. Térmicanuevo (kcal/hr)x 12x(1/EERexistente –

1/EERnuevo)

Reducción de la demanda calefacción =Pot. Eléctricaactual(Kw)–(Pot.Térmicanuevo

(kcal/hr)x1/COPnuevox860)

15.9 Mejoras el efecto convectivo en radiadores cubiertos

Situación actual

Actualmente en el edificio en la primera planta por requerimientos estéticos o por la configuración del edificio,

existen radiadores cubiertos con escasa ventilación lo que reduce significativamente la emisión de estos elementos.

Lo que trae como consecuencia una baja emisión térmica, por lo tanto un bajo rendimiento térmico y un retardo en

lograr las condiciones de confort del local. Todo esto genera un mayor consumo térmico comparado con un radiador

instalado en forma normal.

Los emisores o radiadores poseen mayoritariamente dos formas de transferir el calor a los recintos, una es por

radiación que cubre un 20% de la emisión total del radiador para las condiciones normales de montaje y el 80%

restante se realiza por convección, como se muestra en la figura siguiente.



142/222

Emisión de Radiador para montaje estándar


Se propone mejorar la ventilación de los radiadores que posean cubreradiadores para

favorecer la emisión térmica por el efecto convectivo. Para ello se instalarán rejillas perforadas

y se mejorará la entrada de aire por la parte inferior del cubre radiador. A la hora de implantar

estas mejoras se ha tenido en cuenta el afectar de forma mínima la arquitectura de los recintos,

utilizando materiales semejantes a los existentes. En el punto “Procedimiento para mejorar

ventilación en cubreradiadores” se explica como llevara a cabo la mejora.



143/222

CASO Posición EmisiónA Normal 100%B Colocación de una tabla (C > 5 cm)

Si E=L/2+10cm 85%Si E=L+10cm 75%Si E=1,5*(L+10)cm 75%

C Colocación de una tabla y angulo redondeado (C > 5 cm)Si E=L/2+10cm 90%Si E=L+10cm 80%Si E=1,5*(L+10)cm 70%

D Tabla horizontal y frontal agujereado o de rejilla A=C=L+10 cmFrontal cor rejilla de taladros amplios 90%Frontal cor rejilla de orificios en sierra 65%Frontal cor rejilla de embarrado 60%

ETabla horizontal y frontal agujereado o de rejilla y Ang. Redondeado A=C=L+10 cmFrontal cor rejilla de taladros amplios 95%Frontal cor rejilla de orificios en sierra 70%Frontal cor rejilla de embarrado 65%

F Pantalla impermeable colocada delante con H=altura de radiadorSi A=B=L+10cm 110%Si A=L+10cm y B=L 105%

G Las aperturas con rejilla superior e inferior A=B=C=L+10 cmRejilla de taladros amplios 100%Rejilla de orificios en sierra 95%Rejilla de embarrado 90%

H Protegido totalmente con rejilla A=B=L+10 cmRejilla de taladros amplios 95%Rejilla de orificios en sierra 90%Rejilla de embarrado 85%

I Protegido parcialmente con rejilla vertical A=B=C=L+10 cmRejilla de taladros amplios 95%Rejilla de orificios en sierra 90%Rejilla de embarrado 85%

JProtegido parcialmente con rejilla vertical, pero con angulo redondeado A=B=C=L+10 cmRejilla de taladros amplios 100%Rejilla de orificios en sierra 95%Rejilla de embarrado 90%

Inversión

La inversión de la implementación de la instalación de rejillas de ventilación y dotarlos de

mayor área de entrada de aire para todos los cubreradiadores de la Primera Planta incluida los

materiales y la mano de obra tiene un costo estimado de 1.780 €

Ahorro



144/222

Se evaluara la situación de los emisores cubiertos según el tipo de instalación y tomando en cuenta las hipótesis de

cálculo consideradas en el presente estudio:

Tipo de radiadores: de hierro fundido de 0,8 m de alto

Temperatura de entrada y salida agua calefacción: 90ºC/70ºC

Temperatura ambiente: 20ºC

Emisión calorífica para un DT =60ºC de 180 W por cada elemento del radiador.

Horario de funcionamiento de la sala en modo calefacción utilizaremos los

grados días para la zona de Burgos correspondiente a 2.384 h/año.

Sala P4 P12 P13 P14Nº de radiadores 7 2 2 6Tipo de Instalación (ver tabla ) Caso D Caso D Caso I Caso INº Elementos por radiador 16 16 14 11Potencia Total emitida actual (kW) 13 4 4 9Potencia Total emitida esperada(kW) 18 5 5 11Ahorro en Potencia esperado (kW) 5,0 1,4 0,8 1,8Nº Horas funcionamiento (h/año) 2384 2384 2384 2384Ahorro de energía (kW/h) 12015 3433 1802 4248Valor energía (€/kW) 0,0302 0,0302 0,0302 0,0302Ahorro economico (€) 363 104 54 128Inversión (€) 980 280 130 390

Cálculo del ahorro de realizar mejoras en los radiadores cubiertos existentes en Planta

Primera.(* Potencia estimada al pasar al tipo de instalación Caso J)


Empleando el concepto de periodo de recuperación simple de la inversión, el retorno de la

inversión de la mejora propuesta es de 2,7 años.

15.10 Sustitución del tipo de combustible las calderas

Situación Actual

Las dos calderas de gasóleo C para la producción de agua caliente de calefacción y agua caliente sanitaria del

edificio tienen una antigüedad de 35 años y poseen quemador de 2 etapas.

La cantidad de gasóleo que consumen anualmente es de 56.000litros, lo que supone un consumo energético de

527.080kWh/año.


Se propone el cambio del combustible actual de las calderas por gas natural que tiene un mayor poder calorífico y

un menor coste, para lo que se tendrá que llevar una acometida de gas natural hasta la sala de calderas.

El edificio cuenta con acometida de gas natural, que es utilizado para los equipos de la cocina, por lo que es posible

que, ante esta ampliación de consumo futura, sea conveniente realizar una renegociación o cambio de la tarifa



145/222

contratada de suministro o cambio de la acometida y ERM actual por una cuya presión de diseño sea superior a la

presión actual.

Además debe plantearse la sustitución de la caldera al término de su vida útil.

Los factores comparativos que se deben considerar al plantearse la sustitución del combustible son los siguientes:

Diferencia de precio

El precio del kWh de gas natural es más barato que la del gasóleo-C.

Coste del gasóleo-C 0,04615€/kWh

Coste del gas natural 0,02827€/kWh

Los precios considerados para realizar el análisis económico de la mejora son resultado de la estimación realizada

en el Capítulo 7 Suministros de energía térmica, dado que la empresa no ha proporcionado datos acerca de las

tarifas de su suministro. Dichos precios no incluyen el I.V.A.

Ahorro energético

Existe un ahorro energético con el gas natural debido a los extracostes ocasionados en la manipulación y

combustión de gasóleo-C. Entre éstos cabe destacar los siguientes:

Pérdidas y Mermas

Siempre pueden existir pérdidas y mermas en la descarga del combustible, como consecuencia del vertido,

destilación, por imprecisión en la medida, etc., cuyo conjunto viene a representar del orden del 1%.

Bombeo

El coste de la energía eléctrica necesaria para realizar esta operación, depende de varios factores:

Tipo de pulverización

Velocidad del transporte

Diámetro del tubo

Factor de rozamiento

Longitud de recorrido

En condiciones normales de operación, este concepto puede suponer como máximo, un 0,1% de energía extra en

el gasóleo-C, respecto al caso del gas.



146/222

Pulverización

Normalmente esta operación se realiza por medios mecánicos o a vapor. En el segundo caso el coste es más

elevado que en el primero. El valor de este extracoste es aproximadamente del 0,4%.

Mantenimiento y reparaciones

Los costes por este concepto importan alrededor del 0,85% y se refieren a los distintos equipos de manipulación.

Mejora en el rendimiento de la combustión

Hay que tener en cuenta que el gasóleo-C, necesita para su combustión un exceso de aire del 15% sobre el

estequiométrico, mientras que para el gas natural queda reducido al 5%.

Así mismo, al quemar gas natural la temperatura de los gases de escape puede disminuirse considerablemente,

pudiendo evacuar los humos a unos 120ºC, mientras que utilizando gasóleo-C la temperatura de los humos tiene un

valor mínimo de 150ºC.

Debido a estas dos variaciones, las pérdidas energéticas en el calor de los gases de escape, se reducen

sensiblemente.

Además debe considerarse que se sustituye una caldera con una antigüedad de 15 años, por una nueva, por lo que

el rendimiento mejorará considerablemente.

Ahorro

La suma de los extracostes mencionados anteriormente representa, aproximadamente, un 5% del coste actual del

combustible.

El ahorro económico que se conseguiría con esta mejora es debido a dos factores:

- Por diferencia de precio

0,04615€/kWh (gasóleo-C) – 0,02827€/kWh (gas natural) = 0,01788€/kWh

527.080kWh/año x 0,01788€/kWh = 9.424,19€/año

- Por ahorro energético (5 %)

(0,05 x 527.080) kWh/año x 0,04615 €/kWh = 1.216,24 €/año

- Término fijo (suponiendo tarifa 3.4)

T.F. = 59,25 €/año

Todo ello supone un ahorro anual total de:



147/222

(9.424,19 + 1.216,24 - 59,25) = 10.581,17 €/año

Inversión

Para poder realizar esta mejora habrá que realizar la sustitución de los quemadores de las calderas de gasóleo C

por los de gas natural y la acometida de gas natural a la sala de máquinas.

Para realizar el cálculo de la inversión se ha seleccionado un quemador marca BENTONE modelo BG-700-M (300-

1500kW), o similar, de tipo modulante con temperatura con sonda y kit de control de estanquidad, mano de obra y

regulación, cuyo precio asciende aproximadamente a 17.840€ (8.920€ cada quemador).

La acometida de gas de acero DIN 2440, incluyendo la red de distribución desde el armario de regulación hasta la

válvula de acometida, obra civil, protección de tuberías, el certificado de acometida interior y las correspondientes

pruebas de presión, asciende a 443€.

La correspondiente instalación de detección de gas, que incluye instalación de electroválvula comandada por una

centralita electrónica de detección de fugas, con una sonda de detección, accesorios, instalación y pruebas, tiene un

coste de 715€.

Por tanto, la inversión incluyendo la instalación de los quemadores y la acometida interior de gas natural a la sala de

máquinas asciende a 18.998€.

Retorno de la Inversión

El periodo de retorno simple de la inversión es de 2 años, sin embargo, si tenemos en cuenta el previsible

incremento en la tarifa de gas natural del 5% anual, dicho periodo de retorno se reduce a 1 año, como puede

observarse en la figura siguiente.

15.11 Alimentación del motor que arrastra una bomba con caudal variable mediante variador de frecuencia.

En este ejemplo e va n a comparar las ventajas de alimentar un motor síncrono de velocidad

fija con un inversor de frecuencia variable para los casos en los que el motor está arrastrando a

una bomba y las necesidades del proceso hacen que esta bomba tenga que dar caudales

variables entre el 50%y 100%.

En este caso la bomba esta funcionando en un circuito de refrigeración cerrado y su caudal

nominal es de 1m3/l, las horas de servicio anuales son 5000 hr.

El servicio variable se tipifica con la tabla siguiente:

1000 hr con 100% de caudal







148/222

Inicialmente se hacia la regulación mediante estrangulamiento de una válvula mandada por el

controlador de proceso.

La curva característica presión/caudal de la bomba sigue la ley: 2

30120.)..(

l

Q

acmH

Sin inversor Con inversor Ahorro

H(m.c.a.) P(kW) H(m.c.a.) P(kW) P(kW)

Q1= 1 m3/l (100%) 90 882 90 882 0

Q2= 0,8 m3/l

(100%)

100,8 790,2 90 705,6 84,6

Q3= 0,7 m3/l

(100%)

10,5,3 722,4 90 617,4 105

Q4= 0,6 m3/l

(100%)

109,2 642,1 90 529,2 112,9

Q1= 0,5 m3/l

(100%)

112,5 551,2 90 441 110,2

Luego, el ahorro total en kWh/año será, considerando un rendimiento medio de 0,75:

añokWhkWañoh /550267)2,1109,1121056,84(/100075,0

1

15.12 Emplear motores de dos velocidades para variar el caudal de una bomba o un ventilador cuando hay dos regimenes de carga

Este tipo de motores son de aplicación cuando los flujos a regular tienen un nivel de caudal a

plena carga (100%) y otro nivel de caudal a la mitad (50%). En este caso la inversión es mucho

menor que en el caso anterior pues se limita a un motor de dos velocidades y a un contactor

adicional.

En este caso se tiene un servicio anual de

2000 horas con caudal del 100%

3000 horas con caudal del 50%

Se van a comparar des escenarios

1).- Bomba regulada por estrangulamiento y accionada por motor de 132kW a 1500 rpm

2).- Bomba accionada por un motor de dos velocidades fijas bobinado Dahlander:

132 kWa 1500 rpm

90 kWa 750 rpm

Caudal (m3/h) 0,1 0,05 0,1 0,05

Presión bomba (mca) 90 112,5 90 22,5



149/222

Velocidad (%) 100 100 100 50

Rendimiento bomba (%) 80 60 80 80

Potencia para accionar bomba

(kW)

110,29 91,91 100,29 13,78

Rendimiento motor (%) 91,5 90,8 89 55

Potencia absorbida motor (kW) 120,53 101,22 123,92 25,05

Tiempo de servicio (hr/año) 2000 3000 2000 3000

Energía absorbida Kwh./año 241060 303600 247840 75150

Energía absorbida Total 544720 322990

Ahorro de energía: 544720-322990=221730 kWh/año

El coste de un motor de 2 velocidades más su aparellaje adicional de maniobra es del orden de

2500000 ptas. Y el de un motor de una velocidad es del orden de 1300000 ptas.

Ante estos precios se ve que incluso una sustitución del motor existente por uno de 2

velocidades es rentable.

15.13 Aislamiento de tuberías

Situación actual

De las visitas realizadas al edificio se observó que el aislamiento de algunos tramos de las tuberías de calefacción

se encuentra deteriorado. Esto produce fugas de calor por las tuberías que reducen la eficiencia total del sistema

Dada la antigüedad de la instalación, se recomienda la revisión del estado del calorifugado de estas tuberías y la

reparación del aislamiento de aquellas zonas donde se encuentre en mal estado.


Se propone el reemplazo del aislamiento de las tuberías de agua de calefacción que se

encuentren en mal estado o carezcan de aislamiento, en los recorridos por los sectores no

climatizados. Este aislamiento consistirá en coquillas de lana de vidrio con forma cilíndrica y

estructura concéntrica que llevan practicada una abertura en su generatriz para permitir su

colocación sobre la tubería.



150/222

Características técnicas del aislamiento de tuberías propuesto.

Inversión y ahorros por metro lineal de tubería

En la siguiente tabla se indica las perdidas de calor en tuberías no aisladas y se estima un valor del costo de la

inversión, el ahorro en potencia y retorno de la inversión que se espera obtener con esta medida por metro de

tubería.

Se establece como hipótesis lo siguiente:

Temperatura del fluido caloportador =90ºC

Temperatura del ambiente no calefactado =15ºC

Horario de funcionamiento de la sala en modo calefacción utilizaremos los grados días para la zona de Burgos

correspondiente a 2.384 h/año.

Aislamiento mínimo recomendado por el RITE en el apéndice 3.1 “Espesores mínimos de aislamiento térmico.” Es

de 30 mm de espesor con un � dado por el fabricante de 0,039 W/m K para 60º en la superficie exterior.

Diametro (Pugadas)

Largo Tubería

(m)

Espesor aislamiento

(mm)

Potencia emitida x m

sin aislar (W/m)

Potencia emitida x m

aislado (W/m)

Ahorro Potencia

(kWh/año)

Ahorro Econó. (€)año

Inversión (€/)

Retorno Inversión

(años)

1 / 2" 20 30 69 11 2347 70,40 € 102,75 1,463 / 4" 15 30 90 12 2367 71,01 € 83,44 1,18

1" 10 30 109 14 1922 57,66 € 60,25 1,05 1 1 / 4" 12 30 139 16 2986 89,58 € 78,30 0,87 1 1 / 2" 10 30 158 20 2792 83,75 € 69,00 0,82

2" 5 30 194 23 1730 51,89 € 41,94 0,81

Cálculo del ahorro en potencia/metro lineal en el aislamiento de tuberías de calefacción



151/222

15.14 Integración de un equipo compacto de microcogeneración.

Situación actual

Actualmente el edificio consume dos tipos de energía, gas natural para el sistema de calefacción y electricidad para

el resto de los servicios como por ejemplo iluminación, equipos ofimáticos, motores, etc. Ambas energías

suministradas desde la red pública.

El sistema de calefacción cuenta con dos calderas conectadas en paralelo, con funcionamiento es en cascada,

estas calderas cuentan con un quemador del tipo atmosférico a gas natural.


Dadas las características de demanda energética tanto eléctrica como térmica del edificio, se propone la integración

de un equipo compacto de micro-cogeneración para la producción simultánea de electricidad y calor para consumo

en el propio edificio. Dicho equipo está basado en un motor de combustión interna de gas natural, acoplado a un

generador asíncrono y dotado de los elementos necesarios para la recuperación del calor de combustión, todo ello

integrado en un encapsulado de aislamiento térmico y acústico, regulado por su propio sistema de control y

ocupando un espacio inferior a 1 m2.

Este equipo produce electricidad con un rendimiento de alrededor del 27% y simultáneamente calor (agua a 70-

90C) con un rendimiento superior al 60%, resultando una eficiencia global cercana al 90%. Sus principales

características técnicas son las siguientes.

Fabricante motor Senertec

Modelo Dachs HKA-G 5.5

Combustible Gas natural

Potencia eléctrica 5,5 kW

Potencia térmica 12,5 – 15 kW

Consumo gas 20,5 kW

Características técnicas del equipo de micro-cogeneración de Senertec

Módulo compacto de micro-cogeneración de 5,5 kW eléctricos de Senertec

La instalación del sistema no es compleja y puede adaptarse perfectamente a las instalaciones existentes.



152/222

Configuración del sistema de cogeneración

El modo de funcionamiento previsto contempla el aprovechamiento de la producción térmica de la instalación de

cogeneración para el abastecimiento en forma parcial de las necesidades de calefacción. El motor funcionará en

serie con las calderas de gas natural actuales, aportando la demanda base mientras las calderas terminan de

aportar el calor necesario para satisfacer las necesidades totales de calefacción.

La caldera está regulada mediante la temperatura de impulsión, es decir se fija el valor de salida en una temperatura

determinada y la cadera tiene que aportar el salto térmico necesario entre la temperatura de retorno del circuito y

esa temperatura de consigna.

El motor lo que hace es precalentar el agua de retorno antes de su entrada a la caldera, de manera que si antes a la

caldera le llegaba el agua por ejemplo a 45ºC, ahora le va a llegar a lo mejor a 60ºC (el salto térmico que puede

aportar el motor dependerá del caudal de que estemos hablando). De este modo, el salto térmico que tiene que

aportar la caldera es menor. Al no ser modulante, la caldera funcionará a la misma potencia, pero alcanzará antes la

temperatura de consigna, reduciéndose el tiempo de funcionamiento.

Es decir, la caldera consume lo mismo que antes cuando entra en funcionamiento, pero trabaja menos tiempo y así

se genera el ahorro.

Del mismo modo, el motor trabajará en paralelo con la red eléctrica de manera que su producción se consumirá en

los usos de iluminación y fuerza del propio edificio, tomándose de la red la energía restante requerida para

satisfacer dichas aplicaciones.

De acuerdo a este esquema y teniendo en cuenta que las demandas base del edificio, tanto eléctrica como térmica,

superan los valores instantáneos de producción del motor, el módulo de cogeneración podrá funcionar durante toda

la temporada de calefacción ininterrumpidamente.

Determinación de la potencia de cogeneración y de las horas anuales de operación

El dimensionado del equipo de cogeneración se ha llevado a cabo atendiendo a las características de la instalación,

las potencias instaladas, los usos y horarios de funcionamiento del edificio y por supuesto teniendo en cuenta la

disponibilidad de equipos en el mercado.

Al determinar el tamaño de planta adecuado, cuanto mayor sea la potencia del motor y el número de horas de

operación mayor será el ahorro energético anual, pero esto no quiere decir que convenga sobredimensionar los

equipos o aumentar a toda costa el número de horas de trabajo, principalmente porque resultaría poco económico.

Una unidad de cogeneración tiene un coste y una determinada vida útil. Puede considerarse que cada hora de

trabajo del motor tiene un coste en términos de amortización de capital, al que además hay que añadir el coste de

mantenimiento y los costes fijos. En la explotación se debe por tanto buscar que cada hora de operación produzca el

mayor rendimiento económico posible, ya que una hora de trabajo siempre ahorrará energía y emisiones

contaminantes, pero puede no ahorrar suficiente dinero. En general:



153/222

Debe evitarse la operación a carga parcial.

Debe buscarse el fin más rentable para cada uno de los productos, es decir,

tanto para la electricidad como para el calor.

El funcionamiento del equipo estará por lo tanto sujeto a la existencia de un uso adecuado (económicamente

rentable) y suficiente para el calor y la electricidad generados simultáneamente.

El calor es muy difícil de exportar porque requeriría un consumidor muy próximo y también es difícil de almacenar en

cantidades significativas y con eficiencia. En consecuencia se deben limitar el tamaño y las horas de trabajo de la

planta a aquellos valores en las que exista garantía de una demanda térmica suficiente. En el caso considerado, el

único consumidor de calor del edificio es el sistema de calefacción, por lo que el periodo de operación estará, en

principio, circunscrito a la temporada de invierno, a falta de un consumidor de calor para el periodo de verano.

La electricidad es fácil de exportar y eso permite una mayor flexibilidad, pudiendo pensarse en tamaños de planta y

horas de trabajo en los que no haya garantía de autoconsumo íntegro. Es preciso sin embargo recordar que la

remuneración de la electricidad vertida a la red es inferior al coste de compra, por lo que una hora de trabajo del

equipo exportando total o parcialmente la energía eléctrica producida es menos rentable que una hora en la que se

consuma toda la producción. La ampliación del tamaño de planta o de las horas de operación para exportar

electricidad debe por tanto ser también cuidadosamente analizada.

En el otro extremo, si solo se contemplan trabajar en las horas más rentables se pueden llegar a obtener muy pocas

horas de operación al cabo del año y periodos de recuperación de la inversión y a vidas operativas de los equipos

demasiado altas. Esto haría al proyecto desaconsejable desde el punto de vista financiero o simplemente práctico y

debe igualmente tratar de evitarse.

En definitiva el tamaño de planta y las horas de operación deben determinarse a partir de las curvas de demanda de

los distintos servicios (electricidad y usos del calor) y de un cuidadoso análisis económico, buscando un compromiso

entre la energía total sustituida y su rentabilidad (valor obtenido por hora de operación frente a coste). Estas curvas

de demanda representan el número de horas al año que se demanda un determinado nivel de potencia.

La Figura 93 puede servir para ilustrar estos conceptos de forma sencilla.



154/222

Determinación de la potencia de la planta y las horas de trabajo.

Se podrían considerar varias opciones:

Un equipo de potencia eléctrica Pe y térmica Pt trabajando para autoconsumo

únicamente. Esto nos daría H* horas de operación al año.

El mismo equipo exportando electricidad cuando se genera más de la

necesaria pero hay demanda para todo el calor producido. Esto daría H>H* horas de

operación al año, pero durante las horas adicionales (H-H*) la rentabilidad económica

sería menor.

Dos módulos iguales, trabajando el segundo un máximo de H** horas. Habría

que estudiar si este número de horas es razonable atendiendo al periodo de

recuperación de la inversión y a la vida útil (en años) que tendría el equipo.

Alternativamente un único módulo de mayor tamaño, por ejemplo de potencia

2Pe + 2Pt. Tendría menor coste específico pero habría que ver si es razonable con un

periodo de utilización anual de H** horas como máximo.

Atendiendo a las medidas de consumo realizadas durante la auditoría, en el edificio existe una demanda eléctrica

base de unos 12kW durante las veinticuatro horas del día. Dicha demanda encaja a la perfección con el motor del

fabricante alemán Senertec, de 5,5 kW. Este equipo es líder indiscutible del mercado de la micro-cogeneración en

Europa desde hace más de diez años y cuenta con más de 11.000 unidades instaladas y en funcionamiento,

algunas de las cuales han superado ya las 100.000 horas de operación.

La instalación de este equipo permite garantizar el autoconsumo del 100% de la electricidad generada

prácticamente en cualquier momento del día y del año. Con respecto a la producción térmica, los 12,5 kW

producidos son también fáciles de acomodar para propósitos de calefacción del centro. De este modo el periodo de



155/222

funcionamiento del motor se podría extender a prácticamente la totalidad de horas del periodo de calefacción, es

decir, unas 5.000 horas considerando 7 meses de funcionamiento de la calefacción.

Garantizar un número de horas de trabajo similar para un equipo de cogeneración de mayor potencia solamente

sería posible para un motor de unos 10 kW eléctricos, tamaño que en la actualidad no existe en el mercado, siendo

el siguiente disponible de una capacidad de 17 kWe.

Por lo tanto un aumento en la potencia de cogeneración implicaría preferiblemente la instalación de dos motores

como el propuesto (2 x 5,5 kWe), opción que permitiría el autoconsumo eléctrico, o la instalación de un motor de

17kW, que bien vertería electricidad a la red en determinados momentos, con la consiguiente pérdida de

rentabilidad, o bien trabajaría un menor número de horas al año, de manera que el periodo de amortización sería

mayor.

La opción de instalar dos equipos de 5,5 kW presenta la ventaja adicional de que se podría instalar un único módulo

en una primera fase y en el futuro, en función de los resultados obtenidos se podría ampliar la capacidad de la

planta instalando el segundo motor, ya que son equipos modulares hasta las 6 unidades. La elección final derivaría

de un análisis económico detallado de cada una de estas alternativas.

Inversión

Con los actuales precios de la electricidad y el gas natural, y teniendo en cuenta que la inversión inicial para la

instalación asciende a unos 16.300€.

Ahorro

Según el tipo de configuración y condiciones descritas el equipo podría suministrar alrededor de 63MWh/año de

calor útil para calefacción, y simultáneamente cerca de 28MWh/año eléctricos, lo que representa un 14% y

un 11% respectivamente sobre los consumos actuales de gas natural y electricidad.

Los resultados económicos debidos a la operación anual de la instalación de cogeneración, y teniendo en cuenta los

costes actuales de la electricidad y el gas natural, son los siguientes:

Consumo del módulo de cogeneración

20.5 kW x 5.040 h = 103.320 kWh/año

Coste: 103.320 kWh/año x 0,034916 €/kWh = 3.607,5 €/año

Producción

Electricidad

5.5 kW x 5.040h = 27.720 kWh/año

Valor: 50.600 kWh/año x 0,12117 €/kWh = 3.358,8 €/año

Calor para calefacción:

12,5 kW x 5.040 h = 63.000 kWh/año

Valor: 63.000 kWh/año/0,85 x 0. 0349 €/kWh = 2.587,9 €/año

. Ahorro económico bruto

Producción - Coste = (3.358,83 + 2.587,89) – 3.607,52 = 2.339,2 €/año



156/222

Ahorro económico neto

Ahorro bruto – Coste mantenimiento1 = 2.339,2 – 277,2 = 2.062 €/año

Valoración del precio de la electricidad

Para la determinación del precio de valoración del kWh de electricidad se ha tenido en cuenta la tarifa de suministro

contratada, tomando el valor del término de energía actualizado para el año 2006 e incluyendo los impuestos

asociados, que también se han considerado en el caso de la tarifa de gas.

No se incluye en el precio el término de potencia de la factura, ya que dicho factor se puede considerar un coste fijo

que deberá hacerse frente independientemente de la existencia o no de la planta de cogeneración.

El valor presentado (expresado en €/kWh) debe entenderse en el contexto de la instalación de cogeneración, ya que

solamente incluye los términos sobre los que tendrá influencia la introducción de la planta, por lo que no representa

el coste final pagado al suministrador de la red en la actualidad.


El periodo de recuperación de la inversión estaría entorno a los 8 años, con una vida útil del motor de 16 años. Si

tenemos en cuenta los previsibles incrementos en las tarifas de electricidad y gas (7% anual en el caso de la

electricidad y 5% anual para el gas natural), dicho periodo de retorno se reduce hasta los 7 años, obteniéndose al

final de la vida útil del equipo un resultado positivo de cerca de 49.000€.

Retorno de la inversión

-20.000,00 €

-10.000,00 €

- €

10.000,00 €

20.000,00 €

30.000,00 €

40.000,00 €

50.000,00 €

60.000,00 €

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

: Flujo de caja anual de la instalación de micro-cogeneración, en un escenario tal que el

precio de la electricidad aumenta a un ritmo del 7% anual y el gas natural al 5%

La producción del motor de cogeneración sustituiría 28MWh/año de consumo eléctrico y 63MWh/año de calor que

dejan de producirse en las calderas de gas natural. El sistema eléctrico nacional necesitaría cerca de 78MWh/año

de energía primaria para suministrar esa electricidad, mientras que las calderas del edificio consumirían además

otros 74MWh/año de energía primaria para general el calor sustituido por la producción del motor. Frente a estos

152MWh/año de energía primara (78 + 74) el motor solamente consume 103MWh/año, lo que implica que se

ahorra un 32 % (49MWh/año)

En términos de emisiones la producción y distribución de 28 MWh de electricidad de red supone unas emisiones de

1 Se determina en función de las horas de trabajo anuales.



157/222

14 toneladas de CO2, y la producción de 63 MWh de calor en las calderas añade otras 14,8 toneladas. Los motores

sin embargo emitirían unas 20,6 toneladas, es decir ahorrarían en torno a un 28% (8 toneladas de CO2 al año).

Requisitos para la instalación del sistema de cogeneración

La instalación de este tipo de equipos es muy sencilla y rápida. En general las necesidades de instalación son

similares a las de una caldera de pequeña potencia:

Sistema de alimentación del combustible

Chimenea para gases de escape

Espacio mínimo para ubicación

Ventilación mínima exigida

Conexiones eléctricas

Conexiones hidráulicas

Unidad de microcogeneración Senertec Dachs instalada en un hotel. Se aprecian las

conexiones hidráulicas, la línea de gas (la salida de humos y las conexiones eléctricas a

través de un cuadro auxiliar.

Espacio mínimo de ubicación

El espacio requerido para la unidad de micro-cogeneración es de 1m2 aproximadamente, sin embargo, para

garantizar un fácil acceso para labores de mantenimiento, se deberían dejar otros 0.6 m a cada lado, con lo que el

espacio requerido suma aproximadamente 3.5 m2.



158/222

Espacio necesario para la instalación de la unidad de microcogeneración

Conexión eléctrica:

La conexión eléctrica del motor (tres fases + neutro + tierra), se hará preferiblemente a la acometida general del

edificio, entre las protecciones principales y las cargas. Se instalarán las protecciones eléctricas habituales

(interruptores magnetotérmico y diferencial)

Conexión gas natural:

Se llevará una línea de alimentación de gas natural hasta la entrada de alimentación al motor. Las características

serán análogas a las de una línea para una cadera convencional.

Conexión hidráulica:

La instalación hidráulica es muy sencilla y consiste únicamente en hacer llegar el circuito de agua de calefacción al

motor. El intercambiador de calor va integrado en el equipo de cogeneración.

La integración del motor dentro de las instalaciones térmicas existentes (caldera y circuito de calefacción) sería tal y

como se ve en la Figura 97. El motor se conectaría en la tubería de retorno del circuito de calefacción a la caldera;

aumentando la temperatura del agua de entrada a la misma. De este modo el motor satisfaría una demanda base de

12,5 kW térmicos y la caldera entraría en funcionamiento, si fuese necesario, para aportar el diferencial de

temperatura requerido para alcanzar el valor de consigna.

Esquema básico de integración del motor de microcogeneración DACHS HKA G 5.5 en

una instalación térmica de producción de calefacción y ACS.



159/222

La conexión se realizará mediante tes soldadas en los dos ramales del circuito de retorno a la caldera.

Conexión salida gases combustión:

Para la evacuación de los gases de escape del motor de cogeneración se suele utilizar la chimenea ya existente

para la caldera, previa comprobación de su capacidad. En caso de que esto no sea posible, se realizaría una

chimenea independiente.

El acoplamiento de estos sistemas se puede hacer de manera inmediata, ya que el equipo es compatible con los

tradicionales sistemas térmicos y con diferentes tipos de combustible: gas natural, propano, gasoil, biodiesel, etc.

La influencia de los trabajos de instalación sobre el funcionamiento normal del centro sería mínima. Si la instalación

se lleva a cabo durante el periodo de verano, la conexión del motor a la acometida de gas y al circuito de calefacción

no supondrá ninguna interferencia detectable por los usuarios, consistiendo únicamente en el corte eventual de la

llave de gas local mientras se realiza la acometida de alimentación al motor. Estos trabajos llevarían como máximo

una semana.

La conexión eléctrica es igualmente rápida, requiriéndose únicamente un corte del suministro general al edificio de

una duración máxima aproximada de dos horas

15.15 Coeffient Of Performance (C.O.P.)

El C.O.P. es un factor utilizado para dar el rendimiento de una bomba de calor cuando trabaja en ciclo de calor. Su valor es:

Potencia calorífica obtenida del condensador (Kcal./h.) C.O.P.=

Potencia eléctrica absorbida por el equipo x 860 Kcal./Kw.

Como ejemplo podemos ver que el C.O.P. (o rendimiento calorífico en relación a la energía absorbida), de una resistencia eléctrica pura es igual a 1, debido a que por cada Kw. absorbido de la red eléctrica obtenemos 860 Kcal. Aplicando la formula anterior tenemos:

860 Kcal./h. C.O.P. resistencia eléctrica = =1 1 Kw./h. x 860 Kcal./Kw.

En un equipo bomba de calor aire-aire que trabaje en ciclo de calefacción pueden obtenerse C.O.P. de hasta 3, lo que quiere decir, en este caso, que por cada Kw. consumido por el equipo podemos obtener una potencia calorífica tres (3) veces superior a la que obtendríamos con una resistencia eléctrica pura que absorbiese la misma potencia eléctrica de la red. En otras palabras, en este equipo que tiene un C.O.P. de 3 por cada Kw. absorbido se obtienen 860 x 3 = 2.580 Kcal./h.

Los valores del C.O.P. los proporciona el fabricante del equipo y varían en función directa con la temperatura exterior. Cuanto más baja es la temperatura exterior, más bajo es el C.O.P. que proporciona una bomba de calor.

Deben distinguirse dos tipos de C.O.P.:



160/222

1. El C.O.P instantáneo. Es el que proporciona el equipo para unas condiciones de funcionamiento fijas. Este dato es el que habitualmente se proporciona en los catálogos técnicos de los fabricantes.

Sin embargo, en el transcurso de una temporada de calefacción, las condiciones de temperatura exterior están variando constantemente. En consecuécia, el C.O.P. que proporciona el equipo también esta fluctuando, siguiendo las variaciones de la temperatura exterior.

A fin de poder calcular el C.O.P. de cualquier equipo que este funcionando en una instalación determinada, a lo largo de toda una temporada de calefacción debe procederse a calcular el C.O.P. estacional.

2. El C.O.P. estacional. Es el real de una instalación durante un periodo de tiempo determinado.

Para proceder a su cálculo puede utilizarse el sistema que a continuación se indica.

Calculo del C.O.P. estacional de una instalación.

Para proceder a efectuarlo deben conocerse:

1.º El numero de horas anuales que una temperatura fija da en el lugar donde se tiene instalado el equipo.

2.° La potencia térmica necesaria para mantener las condiciones de confort dentro del local que nos ocupa para cada una de las temperaturas exteriores que se darán en el lugar de la instalación. (Debe trazarse la recta de cargas del local en función de la temperatura exterior).

3.º El rendimiento calorífico de la bomba de calor para cada temperatura exterior. (Dato que proporciona el fabricante).

4.º La potencia absorbida por el equipo, para cada una de las condiciones del apartado 3 anterior que se consideren.

Con los datos anteriores, debe confeccionarse una tabla (ver figura 9) que una vez completada nos dará el valor del C.O.P. estacional de un equipo concreto aplicado a una instalaci6n determinada.



161/222

Ejemplo del calculo del C.O.P. Estacional

La tabla de la figura consta de 10 columnas, cada una de las cuales indica:

Col. 1. Temperatura exterior °C. En esta columna se indican los valores de la temperatura exterior a los que el equipo funcionara durante todo el intervalo considerado (una estación invernal, por ejemplo). Lógicamente, cuantos mas valores de temperatura exterior consideremos, mas preciso será el resultado final. Sin embargo, tomando intervalos de 5ºC. da una precisión suficiente.

Col. 2. Kcal./h. necesarias. En esta columna se indica la potencia calorífica necesaria en el local acondicionado para mantener las condiciones de diseño. Es función de la temperatura exterior y es un dato que se toma de la recta de cargas del local considerado.

Col. 3. Kcal./h. B.C. En esta columna se anotan los rendimientos caloríficos de la bomba de calor para cada uno de los valores de temperatura exterior considerados. Este dato lo proporciona el fabricante del equipo.

Col. 4. Potencia absorbida por la B.C. (Kw.). En esta columna se anotan los valores de la potencia absorbida por la bomba de calor. (Dato que proporciona el fabricante.) Es importante recordar que la potencia absorbida que debe considerarse no es solamente la del compresor del equipo sino que además debe sumarse a la anterior toda la potencia que consumen los ventiladores, etc., que monta el acondicionador, así como la consumida durante el deshielo de la batería exterior.

Col. 5. Horas de funcionamiento. En esta columna se anotan las horas que durante el periodo de tiempo que se considera, la temperatura exterior considerada se dará en el lugar de la instalación. Este dato debe obtenerse de las tablas facilitadas por los organismos adecuados.



162/222

Col. 6. Factor de funcionamiento. Este factor es el resultado de dividir el dato de la columna 2 (Kcal./h. necesarias) entre el dato de la columna 3 (Kcal./h. que proporciona la bomba de calor). Nos indica el % de la potencia calorífica de la bomba de calor que se precisa para mantener las condiciones de diseño en el interior del local cuando se de la temperatura exterior considerada.

Col. 7. Kw./h. consumidos. Es el resultado de multiplicar el valor de la columna 4 (Potencia absorbida) por la columna 5 (Horas de funcionamiento) y por el valor de la columna 6 (Factor de funcionamiento). El valor resultante es la potencia consumida por el acondicionador bomba de calor durante los periodos en que se da la temperatura exterior considerada. La suma total de todos los valores parciales (obtenidos para cada temperatura exterior), de esta columna da la potencia consumida por el equipo durante todo el periodo de tiempo considerado.

Col. 8. Kcal./h. complementarias. Tal como se ha dicho anteriormente, la potencia calorífica que proporciona una bomba de calor disminuye con la disminución de la temperatura exterior. En consecuencia, pueden existir zonas en las que para temperaturas exteriores bajas, el calor proporcionado por el equipo no sea suficiente para mantener las condiciones de diseño del local considerado. En estos casos, el equipo bomba de calor va provisto de unas resistencias eléctricas complementarias que sólo se ponen en funcionamiento cuando la temperatura exterior es tal que el equipo considerado solo, no puede mantener las condiciones de diseño. Estas resistencias solo pueden conectarse cuando un termostato situado en el exterior lo permite y van mandadas por el termostato situado en el interior del espacio acondicionado. En esta columna se anotan las Kcal./h. necesarias para complementar la potencia calorífica que proporciona el equipo para una temperatura exterior dada. Es el resultado de restar el valor de la columna 2 (Kcal./h. necesarias en el local) del de la columna 3 (Kcal./h. que proporciona la bomba).

Col. 9. Factor de Kw. Es el resultado de dividir el valor hallado en la columna 8 entre 860 Kcal./h.

Col. 10. Kw/h. de resistencia complementaria. Es el resultado de multiplicar el valor de la columna 5 (Horas de funcionamiento) por el de la columna.9 (Factor Kw.). Nos indica el valor de los Kw./h. utilizados por las resistencias complementarias para ayudar a la bomba de calor a mantener la temperatura de diseño para una temperatura exterior fija. La suma de todos los valores parciales de esta columna nos da el valor total de los Kw./h. consumidos por las resistencias complementarias durante el periodo de funcionamiento considerado.

Supongamos ahora que se quiere saber el -C.O.P. estacional de un equipo instalado en un clima a donde se dan anualmente las siguientes temperaturas:

900 h. año - 15° C. 700 h. año - 10° C. 400 h. año - 5° C. 50 h. año - 0° C.

Para las temperaturas consideradas, las necesidades térmicas del local son las siguientes (para mantener 21° C. en el interior):

Para 15° C. - 3.158 Kcal./h. Para 10° C. - 5.790 Kcal./h. Para 5° C. - 8.420 Kcal./h. Para 0° C. - 11.053 Kcal./h.

La potencia calorífica proporcionada por el equipo bomba de calor seleccionado y su potencia absorbida son:



163/222

Para 15° C. exterior proporciona 10.200 Kcal./h. - 3,6 Kw. Para 10° C. exterior proporciona 9.200 Kcal./h. - 3,4 Kw. Para 5° C. exterior proporciona 7.800 Kcal./h. - 3,2 Kw. Para 0° C. exterior proporciona 6.500 Kcal./h. - 3,0 Kw.

Con estos datos procederemos a confeccionar la tabla antes mencionada, quedando como se indica en la fig. 10.

De esta tabla puede deducirse que:

a) El calor anual precisado por el local (a las temperaturas consideradas), es la suma de los valores de la columna 2 multiplicados por sus correspondientes horas de funcionamiento (columna 5) y tiene un valor de:

(3.158 x 900) + (5.790 x 700) + (8.420 x 400) + (11.053 x 50) =10.815.000 Kcal./h.

b) El consumo total de la bomba de calor para este periodo que hemos considerado (un año) es la suma de los valores de las columnas 7 y 10.

3.933 + 552=4.485 KWA.

c) El C.O.P. estacional (anual en este ejemplo) por definición es el resultado de dividir la potencia calorífica proporcionada por la bomba de calor entre la potencia absorbida por ella para proporcionar este calor (expresado este divisor en unidades de calor).

10.815.000 Kcal./h C.O.P. estacional = =2,8 4.485 Kcal./h. x 860 Kcal./Kw.



164/222

Este resultado nos indica que con este equipo se ha conseguido un rendimiento térmico 2,8 veces superior para acondicionar el local considerado que si se hubiesen utilizado resistencias eléctricas puras. En otras palabras, esta bomba de calor tiene un rendimiento del 280 % sobre una resistencia eléctrica.



165/222

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2 x 3 3, / 6 2x7x8 3. - 6 2x11 9+122 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

horas kcal/h kcal/h kWh kcal/h kW horas kWh kcal/h Kw kWh kWh16 18 319 4018 1281742 1490 30795 10,2 0,13 425 NO 0 42514 16 443 6027 2669961 3105 29343 9,9 0,21 901 NO 0 90112 14 718 8036 5769848 6709 27892 9,6 0,29 1986 NO 0 198610 12 937 10045 9412165 10944 26440 9,3 0,38 3311 NO 0 3311

8 10 1075 12055 12959125 15069 24935 9 0,48 4677 NO 0 46776 8 1013 14064 14246832 16566 23377 8,7 0,60 5302 NO 0 53024 6 813 16073 13067349 15195 21818 8,4 0,74 5031 NO 0 50312 4 585 18082 10577970 12300 19813 8,1 0,91 4325 NO 0 43250 2 375 20091 7534125 8761 17807 7,8 1,00 2925 SI 2284 2,66 996 3921

-2 0 208 22100 4596800 5345 16249 7,6 1,00 1581 SI 5851 6,80 1415 2996-4 -2 92 24109 2218028 2579 15138 7,4 1,00 681 SI 8971 10,43 960 1640-6 -4 37 26118 966366 1124 14027 7,2 1,00 266 SI 12091 14,06 520 787-8 -6 8 28127 225016 262 13143 7 1,00 56 SI 14984 17,42 139 195

14 99448 COP estacional= 14/15 = 2,8 15 35496

ºC

Inte

rval

o de

tem

pera

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s

Necesidades totales de

calefacción durante el intervalo

Potencia calorifica

suplementaria necesaria

1

RESIST. ELECTRICASCALCULO DEL COP ESTACIONAL marca:Carrier modelo:50 RQ010

CLIMA LOCAL BOMBA DE CALOR

16 JUSTIFICACIÓN DE LAS INVERSIONES. CALCULO DE RENTABILIDADES Las inversiones consecuencia de una auditoría energética siguen, en principio, el mismo

tipo de leyes económicas que cualquier otra inversión. Sin embargo, presentan peculiaridades

propias que pueden hacerlas, en muchos casos, más atractivas que otras, ya que los ahorros

que se obtienen suelen ser, habitualmente, suficientes para el pago de la inversión, es decir “ la

inversión se paga con el ahorro”.

No se pretende en lo que sigue entrar en detalle en la ciencia económica, sino, más bien,

dotar al/la destinatari@ de este curso del conocimiento preciso para la evaluación económica

básica de las “inversiones en ahorro de energía”, “eficiencia energética” y “energías

renovables”.

De esta evaluación básica, en gran parte de los casos, surge con claridad la rentabilidad

de la inversión y, en consecuencia el posicionamiento de la misma en lugar preferente dentro

del programa general de inversiones de la Empresa.



166/222

16.1 Definiciones básicas

I: Coste de la inversión. Incluye todos los costes “llave en mano” de la inversión terminada

y funcionando correctamente.

M: Coste anual de mantenimiento y operación del equipo (€/año)

R: Reducción anual de consumo de combustible obtenida con la inversión (toneladas/año)

P: Precio actual del combustible (€/tonelada)

P´: Precio medio previsto del combustible a lo largo de la vida prevista del equipo

(€/tonelada)

V: Vida estimada del equipo (años)

A: Ahorro anual neto. Este ahorro es la diferencia entre el ahorro debido a la reducción del

consumo del combustible y el coste anual de mantenimiento y operación. A=R*P´-M

D: Depreciación anual del equipo a lo largo de la vida estimada. Suponiendo una

depreciación lineal: D= I/V (€/año)

16.2 Parámetros de evaluación económica

Se pueden plantear dos parámetros de evaluación económica de la inversión según se

tenga o no en cuenta la disminución del valor del dinero a lo largo del tiempo. Por ejemplo, con

un equipo dado se obtiene un ahorro anual neto de 1.000.000 ptas. el primer año. Se supone

que no existe inflación y que el precio del combustible no varía a lo largo de los siguientes

años; esto quiere decir que se seguirá obteniendo el mismo ahorro anualmente. Si el ahorro de

cada año se coloca al 10% de interés, las diferencias entre los intereses de estas imposiciones

son mayores a lo largo del tiempo.

En el cuadro superior se pueden ver los intereses anuales que producirían al final de cada

año imposiciones anuales iguales de 1.000.000ptas, realizada al principio del primer año se

convertiría al final del cuarto año en 133.100 ptas. debido a la acumulación del capital y de los

intereses de años anteriores. Las diferencias entre los valores de una misa columna van

reduciéndose a medida que el tiempo de imposición se va haciendo menor.



167/222

Se denominan parámetros de evaluación de “primer orden” aquéllos en los que no se tiene

en cuenta la disminución del valor del dinero y de “segundo orden” a aquellos en los que sí se

tiene en cuenta esta disminución. Tanto en uno como en otro, puede tenerse en cuenta la

variación del precio de combustible; pero no se tienen en cuenta otro tipo de factores que

complicarían el sistema de evaluación.

Aquellos parámetros que tuvieran en cuenta todos estos factores podrán clasificarse como

de tercer orden u orden superior.

En los casos de ahorro de energía, la oportunidad y el atractivo de la inversión son, en

general, tan claros, que es suficiente la consideración de parámetros de evaluación de primer y

segundo orden; incluso dentro de estos últimos es suficiente con los más elementales.

16.3 Parámetros de evaluación económica de primer orden

Relación inversión / ahorro (payback)

X= I /A

Este parámetro permite saber si una inversión puede ser recuperada en un tiempo

razonable comparado con la vida estimada V. Normalmente, si X es menor que la mitad de V,

la inversión es rentable. Se utiliza cuando solamente se quiere tener en cuenta el “cash-flow”,

es decir, la motivación principal es recuperar la inversión lo antes posible con beneficio

generado lo antes posible.

La relación inversión/ahorro no permite comparar inversiones en equipos en los que se

suponen vidas estimadas diferentes.

Algunas empresas tienen ya prefijadas los valores de X que pueden justificar o no una

inversión o bien pasar la evaluación a una fase de mayor profundidad.

Tasa de Retorno de la inversión (TIR)

TIR= (A-D) / I x 100 (%)

Este parámetro tiene en cuenta la vida estimada V del equipo a través de la depreciación

D. Para justificar la inversión, es preciso que el TIR correspondiente a la inversión analizada

sea mayor que el correspondiente a otras alternativas de inversión (típicamente 15 ó 20%)

16.4 Parámetros de evaluación económica de segundo orden

Se va a tratar aquí, únicamente de la relación beneficio/coste. Para plantear este parámetro

son precisas unas nuevas definiciones:

F: Factor de actualización del valor. Es el coeficiente por el que hay que multiplicar el

ahorro anual A para obtener el valor actual del ahorro que se va a ir obteniendo a lo largo de



168/222

los años de vida estimada V de la inversión. Lógicamente, este factor depende de:

-d: devaluación o % que se supone disminuye el valor del dinero anualmente

-V: vida estimada del equipo (años).

V*A: valor actual del ahorro, V*A = F*A

A partir de los valores indicados se calcula la relación Beneficios/coste (B/C)

IAF

I

AVC

B )*()*(

Este valor debe ser mayor que 1 para que pueda realizarse la inversión



169/222

17 CALIFICACIÓN ENERGETICA

17.1 Objeto

El objeto de este documento es definir los pasos a seguir para la realización de una

CALIFICACIÓN ENERGÉTICA y la posterior CERTIFICACIÓN ENERGÉTICA de un edificio.

Según el Real decreto 47/2007 del 19 de Enero del 2007, por el que se aprueba el

Procedimiento Básico para la certificación energética de edificios de nueva construcción. El

cual tiene como objetivo principal el de establecer un procedimiento básico que debe cumplir la

metodología de calculo de la calificación de eficiencia energética.

En este proceso de certificación se consideran los factores que mas influyen en el

consumo de energía de los edificios, tanto de nueva construcción como los que se reformen o

rehabiliten en una extensión determinada en este mismo documento.

También se establecen en este Real Decreto las condiciones técnicas y administrativas

para las certificaciones de eficiencia energética de los proyectos y de los edificios terminados.

17.2 Entrada en vigor del Real Decreto

Este Real Decreto entró en vigor a los tres meses de ser publicado en el Boletín Oficial del

Estado y tuvo un carácter de voluntario durante un periodo de seis meses desde esta fecha,

para luego ser de carácter obligatorio.

17.3 Edificios de Aplicación

Publicación BOE

31 de Enero 2007

Entrada en Vigor

31 de Abril 2007

Periodo Voluntario

31 de Abril 2007

30 de Octubre 2007

Periodo Obligatorio

Desde

31 de Octubre 2007



170/222

Este Procedimiento afecta a los siguientes edificios:

Edificios de nueva construcción

Modificaciones, reformas o rehabilitaciones de edificios existentes, con una superficie

útil superior a 1.000 m2 donde se renueve más del 25% del total de los cerramientos.

Quedan excluidas

Aquellas edificaciones que por su utilización deban permanecer abiertas.

Edificios y monumentos protegidos oficialmente por ser parte del entorno declarado o en

razón de su particular valor arquitectónico o histórico, cuando el cumplimiento de tales

exigencias pudiese alterar de manera inaceptable su carácter o aspecto.

Edificios utilizados como lugares de culto para actividades religiosas.

Construcciones provisionales con un plazo previsto de utilización igual o inferior a dos

años.

Edificios industriales y agrícolas, en la parte destinada a talleres, procesos industriales y

agrícolas no residenciales.

Edificios aislados con una superficie útil total a inferior a 50m2

Edificios de sencillez técnica y de escasa entidad constructiva que no tengan carácter

residencial o publico, ya sea de forma eventual o permanente, se desarrollen en una

sola planta y no afecten la seguridad de las personas.

17.4 Que es la Calificación energética

La calificación energética de un edificio es el proceso por el que se verifica y compara con

un edificio de referencia el consumo de ENERGÍA que se estima necesario para satisfacer la

demanda energética del edificio en unas condiciones normales de funcionamiento y ocupación.

La calificación energética puede ser realizada mediante dos opciones:

A) Opción General: La cual es de carácter prestacional y se realiza a través de un

programa informático reconocido (CALENER), cuya correcta aplicación es

suficiente para acreditar el cumplimiento de los parámetros establecidos en el

procedimiento básico de certificación energética.

Se puede utilizar un programa informático alternativo, que cumpla con las



171/222

especificaciones técnicas de la metodología de calculo y que este validado y

reconocido por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio y del Ministerio de

Vivienda.

B) Opción simplificada: Que tiene un carácter prescriptivo y que se desarrolla de

forma indirecta según la metodología de cálculo indicada en el anexo I de este

Procedimiento Básico, esto quiere decir que establece ciertos varemos en cuanto

al consumo de energía del edificio que se deben cumplir.

17.5 Escala de calificación energética

Según sea la tipología de uso del edificio se establecerán dos tipos de escalas:

a).- Edificio destinado a Viviendas unifamiliares y viviendas en bloque:

La calificación energética asignada al edificio será la correspondiente al índice de

calificación energética obtenido por el mismo, dentro de una escala de siete letras, que va

desde la letra A (edificio más eficiente) a la letra G (edificio menos eficiente).

Los índices de calificación energética C1 y C2 de las viviendas unifamiliares o en bloque

se obtienen respectivamente mediante:

donde :



172/222

Iobjeto : son las emisiones de CO2 del edificio objeto calculadas de acuerdo con la

metodología descrita en el ANEXO I y limitadas a los servicios de calefacción, refrigeración y

agua caliente sanitaria.

IReglamentación : corresponde al valor medio de emisiones de CO2 de los servicios de

calefacción, refrigeración y agua caliente sanitaria de los edificios nuevos de viviendas que

cumplen estrictamente con los apartados HE1, HE2 y HE4 de la sección HE del Código

Técnico de la Edificación.

R : es el ratio entre el valor de IReglamentación y el valor de emisiones de CO2 de los servicios

de calefacción, refrigeración y agua caliente sanitaria, correspondiente al percentil del 10 % de

los edificios nuevos de viviendas que cumplen estrictamente con los apartados HE1, HE2 y

HE4 de la sección HE del Código Técnico de la Edificación.

IStock : corresponde al valor medio de las emisiones de CO2 de los servicios de calefacción,

refrigeración y agua caliente sanitaria, para el parque existente de edificios de viviendas en el

año 2006.

R′ : es el ratio entre el valor IStock y el valor de emisiones de CO2 de los servicios de

calefacción, refrigeración y agua caliente sanitaria, correspondiente al percentil del 10 % del

parque existente de edificios de viviendas en el año 2006.

Los valores de IReglamentación , R , IStock , R′ correspondientes a las diferentes capitales de

provincia se incluirán en un Documento Reconocido. En el mismo Documento se describirá el

procedimiento para obtenerlos en localidades que no sean capitales de provincia. Estos valores

serán independientes del procedimiento utilizado para evaluar las emisiones de CO2.

b).- Edificio destinado a otros usos:

La calificación energética asignada al edificio será la correspondiente al índice de calificación

energética obtenido por el mismo, dentro de una escala de siete letras, que va desde la letra A

(edificio más eficiente) a la letra G (edificio menos eficiente).

El índice de calificación energética C de este tipo de edificios es el cociente entre las emisiones



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de CO2 del edificio a certificar y las emisiones de CO2 del edificio de referencia.

Este índice expresará, en tanto por uno, la relación entre las emisiones de CO2 estimadas del

edificio a certificar, necesarias para satisfacer las necesidades asociadas a unas condiciones

normales de funcionamiento y ocupación del edificio y las emisiones de CO2 del edificio de

referencia.

17.6 Que es la certificación energética

La certificación energética de un edificio es el proceso por el que se verifica la conformidad

de la calificación energética obtenida por el proyecto del edificio y por el edificio terminado, y

que conduce a la expedición de un certificado de eficiencia energética del proyecto y un

certificado de eficiencia energética del edificio terminado.

17.7 Fases de la Certificación energética

Se reconocen tres fases en el proceso de la certificación energética, las que se definen a

continuación según el orden de actuación:

a) Fase de Proyecto: En esta etapa se definirá el edificio y verificara si tanto los

cerramientos como las instalaciones cumplen con lo establecido en el Código Técnico

en cuanto al Ahorro de Energía.

Según la climatología del entorno y tipología del edificio se evaluara el

consumo de energía para unas condiciones normales de utilización y ocupación. Esta

evaluación se realizara mediante un programa informático reconocido (CALENER) o

mediante la opción simplificada según sea el caso.

Se comparara este consumo de energía del edificio en estudio, con un edificio

de referencia de similares características constructivas y que cumple con los requisitos

mínimos establecidos por este reglamento.

Según los resultados obtenidos de consumo de energía y emisiones de CO2

evitadas o disminución de estas se procederá establecer la calificación energética del

edificio en estudio.

La calificación energética otorgara un certificado de eficiencia energética del

proyecto el que será incluido en el proyecto de ejecución del edificio.

b) Fase de Ejecución: Durante la fase de ejecución o construcción del edificio se

realizarán controles y pruebas para verificar el cumplimiento de lo establecido en el

proyecto en cuanto a cerramientos e instalaciones energéticas, quedando registradas

las modificaciones al proyecto original.



174/222

c) Fase de Certificación definitiva: Con el edificio terminado se establecerán

inspecciones y pruebas a modo de comprobar el rendimiento de las instalaciones,

infiltraciones, puentes térmicos, etc. Con esta información más la recopilada en la fase

de construcción se evaluara nuevamente el edificio para establecer la calificación

definitiva del edificio. Esta calificación otorgara un certificado de eficiencia energética

del Edificio Terminado y dará derecho a la utilización de una etiqueta de eficiencia

energética.

El Certificado de eficiencia energética tendrá una duración máxima de 10 años, para la

renovación de este certificado el edificio deberá ser calificado nuevamente.

d) Etiqueta de eficiencia Energética: Esta etiqueta tendrá una duración equivalente a

la vigencia del certificado de eficiencia energética y deberá ser incluida en toda oferta,

promoción y publicación dirigida a la venta o arrendamiento

Será de carácter obligatorio la exhibición de la etiqueta en edificios ocupados por la

administración pública o instituciones que presten servicios públicos a un número

importante e personas y que, por consiguiente, sean frecuentados habitualmente por ellas,

con una superficie útil de 1000 m2.

El resto de edificios ser de carácter voluntario y de acuerdo a lo establecido por el

órgano competente de cada comunidad autónoma.

La etiqueta deberá incluir, como mínimo, la siguiente información:

1) Ser conforme al formato normalizado con objeto de permitir un mejor reconocimiento

por parte de los consumidores.

2) Incluir la zona climática de acuerdo con la sección HE1 del Código Técnico de la

Edificación, localidad y uso.

3) Hacer referencia al valor numérico del consumo de energía primaria estimado del

edificio, expresado en kWh/año, y de emisiones de dióxido de carbono, expresado en

kgCO2/año, así como a los ratios por m2 de superficie.

4) Incluir el texto siguiente: “El consumo de energía y sus emisiones de dióxido de

carbono es el obtenido por el programa ________ (Programa Informático de Referencia o

Alternativo que corresponda) para unas condiciones normales de funcionamiento y

ocupación del edificio.

El consumo real de energía del edificio y sus emisiones de dióxido de carbono

dependerán del comportamiento del edificio y de las condiciones climáticas entre otros

factores”.

5) Reflejar si se refiere a la calificación energética del proyecto o del edificio terminado.

6) Incluir la fecha de validez de la etiqueta energética, con el rótulo: “Válida hasta

dd/mm/aaaa”.



175/222



176/222

FASE DE PROYECTO

Definición de los

cerramientos del

edificio

(LIDER) Evaluación

cumplimiento del

Código Técnico HE1

Definición de las

instalaciones

(Calefacción, refrigeración,

ventilación, iluminación,

ACS, etc.)

(CALENER)

Calificación energética

del Proyecto del

edificio

Certificado de

eficiencia energética

del proyecto del edificio



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FASE DE CONSTRUCCIÓN

Verificación del

cumplimiento de los

cerramientos del

proyecto

Aislamientos, vidrios,

equipos, iluminación,

etc.

Realización de

pruebas y

comprobaciones para

establecer

correspondencia con

los valores del

Proyecto



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CERTIFICACIÓN DEFINITIVA

Realización de

pruebas y

comprobaciones con

el edificio terminado

Verificación de

Puentes térmicos

Verificación de

infiltraciones

Rendimiento de las

instalaciones térmicas

Rendimiento de las

instalaciones de

iluminación

Información ejecución

edificio + Información

edificio terminado

(CALENER)

Calificación energética

del Edificio Terminado

Certificado de

eficiencia energética

del Edificio Terminado



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18 ANALISIS DE LA COMBUSTIÓN

18.1 Componentes De Los Gases De La Combustión

18.1.1 Dióxido de carbono (CO2)

El dióxido de carbono es un gas incoloro e inodoro con un ligero sabor agrio. Bajo la influencia

de la luz solar y el verde de las hojas, la clorofila, las plantas convierten el dióxido de carbono

(CO2) en oxígeno (O2). La respiración humana y animal convierte el oxígeno (O2) otra vez en

dióxido de carbono (CO2). Esto crea un equilibrio que los productos gaseosos de la combustión

distorcionan. Esta distorción acelera el efecto invernadero. El valor límite de efecto es de 5000

ppm. A concentraciones superiores al 15% en volumen (150.000 ppm) en la respiración, se

produce una inmediata pérdida de consciencia.

Valores típicos en los gases de combustión:

Calderas de gasoil: 12,5 % - 14 %

Calderas de gas: 8 % - 11 %

18.1.2 Vapor de agua (humedad) (Hidrogeno)

El hidrógeno contenido en el combustible se combina con el oxígeno para formar agua (H2O).

Este agua sale del combustible y del aire combustionado, dependiendo de la temperatura de

los gases de combustión (TH), en forma de humedad del gas de combustión (a una

temperatura de los gases de combustión TH elevada) o como condensado (a una baja

temperatura de los gases de combustión).

18.1.3 Oxígeno (O2)

El oxígeno restante no utilizado en la combustión en el caso de utilizar aire en exceso aparece

como componente de los gases de combustión y se utiliza para medir el rendimiento de la

combustión. Se utiliza para determinar las pérdidas por chimenea y el contenido de dióxido de

carbono.


Calderas de gasoil: 2% - 5%

Calderas de gas: 2% - 6%



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18.1.4 Monóxido de carbono (CO)

El monóxido de carbono es un gas venenoso al respirar, incoloro, inodoro y es el producto de

una combustión incompleta. En concentración demasiado alta, no permite que la sangre

absorba oxígeno. Si, por ejemplo, el aire de una habitación es de 700 ppm de CO, una persona

respirandolo durante 3 horas morirá. El valor límite es de 50 ppm.


Calderas de gasoil: 80 ppm - 150 ppm

Calderas de gas: 80 ppm - 100 ppm

18.1.5 Óxidos de nitrógeno (NOX)

A altas temperaturas (combustión), el nitrógeno (N2) presente en el combustible y en el aire

ambiente se combina con el oxígeno del aire (O2) y forma el monóxido de nitrogeno (NO).

Después de algún tiempo, este gas incoloro se oxida en combinación con el oxígeno (O2) para

formar dióxido de nitrogeno (NO2). El NO2 es soluble en agua, tóxico si se respira (produce

daños irreversibles en el pulmón) y contribuye a la formación del ozono en combinación con la

radiación ultravioleta (luz solar). El NO y NO2 en conjunto se llama óxidos de nitrógeno (NOX).


Calderas de gasoil/gas: 50 ppm - 100 ppm

18.1.6 Dióxido de azufre (SO2)

El dióxido de azufre (SO2) es un gas tóxico incoloro con un olor fuerte.

Se forma a partir del azufre del combustible. El valor límite es de 5 ppm.

El ácido sulfúrico (H2SO4) se forma en combinación con agua (H2O) o condensados.


Calderas de gasoil: 180 ppm -220 ppm



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18.1.7 Hidrocarburos inquemados (HC)

Los hidrocarburos inquemados (HC) se forman cuando la combustión es incompleta y

contribuyen al efecto invernadero. En éste grupo se incluyen metano (CH4), butano (C4H10) y

benceno (C6H6).


Calderas de gasoil: < 50 ppm

18.1.8 Hollín

El hollín es carbono puro (C) resultante de una combustión incompleta.

Valor típico en los gases de combustión:

Calderas de gasoil: Número de opacidad 0 ó 1

18.1.9 Partículas sólidas

Las partículas sólidas (polvo) es el nombre que se da a pequeñas partículas sólidas

distribuidas en el aire. Esto puede ocurrir en cualquier forma y densidad. Se forman a partir de

las cenizas y de los minerales que componen los combustibles sólidos.

18.2 COMPOSICIÓN DEL COMBUSTIBLE

El combustible está compuesto básicamente por carbono (C) e hidrógeno (H2). Cuando estas

sustancias se queman con aire, se consume oxígeno (O2). Este proceso se llama oxidación.

Los elementos de la combustión del aire y del combustible forman nuevos enlaces formándose

nuevos compuestos.



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La combustión del aire está compuesta por oxígeno (O2), nitrógeno (N2), una pequeña

proporción de gases residuales y de vapor de agua. El aire teórico necesario para una

combustión completa Lmín no es suficiente en la práctica. Para conseguir una combustión

completa de forma óptima, debe suministrarse más aire que el teóricamente necesario al

generador de calor. La relación entre la cantidad actual de aire y el teóricamente necesario se

llama exceso de aire λ (lambda). Lo que se pretende alcanzar es la máxima eficiencia con el

menor exceso de aire posible, esto es cuando las proporciones de inquemados y las pérdidas

por chimenea son mínimas. El siguiente modelo de combustión es ilustrativo:

Figura 8 Combustión ideal

Figura 9 Combustión Real



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18.2.1 Combustibles sólidos

Los combustibles sólidos incluyen carbón, carbón bituminoso, turba, madera y paja. Los

componentes principales de estos combustibles son carbono (C), hidrógeno (H2), oxígeno (O2)

y pequeñas cantidades de azufre (S) y agua (H2O). Los combustibles sólidos se diferencian

principalmente por su poder calorífico, siendo el carbón el de mayor poder calorífico seguido

del carbón bituminoso, la turba y la madera. El principal inconveniente de su uso es la gran

cantidad de cenizas, partículas sólidas y hollín que generan. Esto obliga a disponer de

medios mecánicos para eliminar estos “residuos” (por ej. una parrilla de agitación).

18.2.2 Combustibles líquidos

Los combustibles líquidos son derivados del petróleo. Éste se trata en refinerías obteniéndose

gasoil ligero, medio y pesado. En calderas de calefacción se utiliza principalmente gasoil ligero

y pesado. El gasoil se utiliza ampliamente en pequeñas plantas de combustión y es idéntico al

fuel. El fuel oil debe calentarse previamente antes de utilizarlo como fluido. Con el gasoil ligero

no es necesario.

18.2.3 Combustibles gaseosos

Los combustibles gaseosos son una mezcla de gases combustibles y no combustibles. Los

componentes combustibles son hidrocarburos (ej. metano, butano), el monóxido de carbono

(CO) y el hidrógeno (H2). El principal combustible gaseoso utilizado actualmente en calefacción

es el gas natural, cuyo principal componente es el metano (CH4). Una pequeña proporción de

calderas domésticas (10 %) utilizan gas ciudad, que comprende principalmente hidrógeno (H2),

monóxido de carbono (CO) y metano (CH4). Sin embargo, el poder calorífico del gas ciudad es

sólo la mitad que el del gas natural.



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18.3 Parámetros medidos directamente

18.3.1 Opacidad

En los combustibles líquidos y sólidos la producción de inquemados suele ser visible por la

aparición de humos negros. Para estos combustibles también es de aplicación el método

BACHARACH que permite la detección de los inquemados sólidos: la muestra de gases se

hace pasar por un dispositivo donde los inquemados “manchan” un patrón cuyo nivel de

ennegrecimiento comparado en una escala aporta la cantidad de inquemados contenidos en

los humos. Si bien este procedimiento no permite cuantificar energéticamente las pérdidas por

inquemados, a continuación se indica una estimación obtenida por procedimientos

experimentales. En las calderas que funcionan a gas no se realiza está determinación.

18.3.2 Derivados del petróleo (residuos de petróleo)

Cuando la combustión es incompleta debido a una insuficiente atomización, los hidrocarburos

inquemados (CxHy) forman un depósito en el filtro de papel que se utiliza para medir la

opacidad.

Se pueden detectar por observación ó se evidencian utilizando un disolvente.

18.3.3 Temperatura ambiente (TA)

La temperatura ambiente se mide en la entrada de la caldera. En las calderas que no

dependen del aire ambiente, la temperatura se mide en el punto adecuado del conducto de

suministro.

18.3.4 Temperatura de gases de combustión (TH)

La temperatura de los gases de combustión se mide en el lugar más caliente de la corriente de

los gases. En este punto coincide la temperatura y la concentración de dióxido de carbono

(CO2) tienen su máximo y el contenido de oxígeno (O2) su mínimo.



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18.3.5 Tiro

En calderas de tiro natural, el tiro es la condición básica para que los gases de combustión

salgan por la chimenea. Debido a que la densidad de los gases residuales calientes es menor

que la del aire frío externo, en la chimenea se crea un vacío parcial. Esto se conoce como tiro.

El tiro succiona el aire de la combustión y supera cualquier resistencia de la caldera o del tubo

de gas. En calderas presurizadas, el ratio de presión en la chimenea puede despreciarse ya

que en este caso el tiro forzado crea la presión necesaria para eliminar los gases residuales.

En instalaciones de este tipo pueden utilizarse chimeneas con un diámetro de tubería menor.

18.3.6 Óxidos de nitrógeno (NOX)

Medir los óxidos de nitrogeno ofrece un medio para controlar las mediciones de combustión

efectuadas para reducir los óxidos de nitrógeno fuera de la caldera. El término óxido de

nitrógeno (NOX) se refiere a la suma del monóxido de nitrógeno (NO) y dióxido de nitrógeno

(NO2). En calderas pequeñas (excepto las calderas de condensación), la proporción entre NO

y NO2 siempre es la misma

(97% NO, 3% NO2). Por lo tanto, los óxidos de nitrógeno (NOX ) se calculan normalmente a

partir de la medición del monóxido de nitrógeno (NO). Si se necesita una medición precisa de

NOX, deben medirse y adicionalmente el dióxido de nitrógeno (NO2).

18.3.7 Presión del flujo de gas

Al chequear los calentadores de gas, se debe medir la presión de flujo de gas en el tubo de

alimentación y contrastarse con el valor especificado por el fabricante. Esto se realiza por

medio de una medición de la presión diferencial. La medición de la presión diferencial se utiliza

para fijar la presión de boquilla en los calentadores de gas por medio de la cual se adapta la

potencia de la caldera al calor requerido.



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18.4 Parámetros Calculados

18.4.1 Pérdidas por chimenea (qA)

Las perdidas por chimenea son la diferencia entre el nivel de calor del gas de salida y el nivel

de calor del aire ambiente en relación con el valor del poder calorífico inferior del fuel. Es por

ello que una medida del nivel del calor del gas de salida. Las pérdidas por chimenea van pues,

limitadas. Después de determinar el contenido en oxígeno y la diferencia entre la temperatura

ambiente y la de los gases de la combustión, se pueden calcular los factores específicos del

combustible para el cálculo de las pérdidas por chimenea. En el lugar del contenido de

oxígeno, se puede utilizar la concentración de dióxido de carbono (CO2) para su cálculo. La

temperatura de los gases de la combustión (TH) y el contenido de oxígeno o el contenido de

dióxido de carbono (CO2) deben medirse simultáneamente en un único punto.

El ahorro conseguido mediante un ajuste óptimo del sistema de calefacción basado en los

cálculos de las pérdidas por chimeneas es obvio:

Pérdidas por chimeneas del 1% = consumo de combustible adicional del 1% ó

Pérdida energética / año = Pérdidas por chimeneas x consumo de combustible/año

El siguiente ejemplo ayudará a clarificar esto:

Pérdidas por chimenea calculadas = 10 %

Consumo de combustible / año = 3000 L fueloil ligero

La pérdida energética corresponde aproximadamente a 300 L de fueloil ligero / año

18.4.2 Concentración de dióxido de carbono (CO2)

El contenido de dióxido de carbono de los gases de la combustión da una indicación del

rendimiento de la caldera. Si la proporción de CO2 es tan elevada como sea posible con un

ligero exceso de aire (combustión completa), las pérdidas por chimenea son menores. Para

cada combustible hay un contenido en los gases de CO2 máximo (CO2 máx) determinado por

la composición química del combustible y que en la práctica no es posible alcanzar.

CO2 máx valores para distintos combustibles:

- Gasoil EL 15,4% vol. de CO2

- Gas natural 11,8% vol. de CO2

- Carbón 18,5% vol. de CO2

Para calcular los valores de CO2 utilizan los valores de CO2 máx y el contenido de oxígeno de

los gases de combustión.



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18.4.3 Exceso de aire λ

El oxígeno necesario para la combustión se suministra a las calderas a través del aire

ambiente. Para conseguir una combustión completa, la combustión necesita disponer de

exceso de aire respecto al teóricamente necesario. El ratio del exceso de aire de combustión

para el aire teóricamente necesario se llama exceso de aire λ (Lambda).

La proporción de aire se determina a partir de la concentración de CO, CO2 y O2. Estas

relaciones se muestran en el diagrama de combustión, (véase la Fig. siguiente). Durante la

combustión, el nivel de CO2 se relaciona con un nivel de CO (con defecto de aire/λ<1) o de O2

(con exceso de aire/λ>1)

Figura 10 Diagrama de Combustión

18.4.4 Rendimiento

Se calcula a partir de las partir de las pérdidas por chimenea (qA) y las pérdidas por

inquemados (qi), de acuerdo con la fórmula siguiente:

REN= 100 - qA - qi



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18.5 Medicion basica de los gases de la combustión

Quemadores de gasoil y gas

18.5.1 Medición de la temperatura del aire ambiente (TA)

La sonda del gas de combustión se coloca en el punto de entrada de aire al quemador y se

mide la temperatura del aire ambiente.

Este valor de temperatura se almacena o se mide de forma continua con una sonda de

temperatura especial. Esta temperatura resulta necesaria para calcular las pérdidas por

chimenea (qA).

Figura 11 Medición de la temperatura ambiente

18.5.2 Medición de las pérdidas por chimenea (qA)

La sonda del gas de combustión se introduce en el conducto de salida del gas de combustión a

través del orificio de medición. Mediante la medición continua de la temperatura se busca el

punto caliente del gas de combustión, es decir, el punto con la temperatura más alta. Para

posicionar la sonda del gas de combustión se utilizan dispositivos mecánicos. La temperatura

del gas de combustión es medida en la punta de la sonda del gas de combustión. El gas de

combustión se aspira a través de la sonda del gas de combustión utilizando una bomba de

membrana. La concentración de oxígeno se mide (O2) y a partir de la concentración de

oxígeno se calcula la concentración de 24 dióxido de carbono (CO2) . Las pérdidas por

chimenea (qA) en el analizador se calculan a partir de estos valores medidos (TA,TH, O2 ó



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CO2). El valor calculado de las pérdidas por chimenea se redondea. Los valores decimales

hasta 0,50 se redondean a la baja y valores decimales mayores se redondean al alza.

Figura 12 Medición de la temperatura de los gases

Se puede producir un descenso acusado de la temperatura del gas de combustión por las

siguientes razones:

- Se produce un goteo de condensado sobre el termopar (sensor de temperatura) mientras la

sonda del gas de combustión se encuentra en posición vertical.

Solución: La sonda del gas de combustión se debe montar en posición horizontal, de modo

que se pueda extraer el condensado o pueda eliminarse por goteo.

Se pueden producir unas pérdidas por humos demasiado elevadas por las siguientes razones:

- Temperatura del aire ambiente incorrecta debida a una calibración cero con una sonda de gas

de combustión caliente.

Recomendación: realice la medición con una sonda para el aire ambiente separada.

- Combustible incorrecto.

- La temperatura del punto caliente fluctúa en las calderas atmosféricas de gas. Por esta razón,

resulta difícil conseguir una medición.



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18.5.3 La determinación de la opacidad en calderas de gasoil.

Al medir la opacidad, se coloca la bomba de opacidad en el conducto del gas de combustión

con un papel de filtro y se absorbe el gas de combustión con ayuda de un bombeo.

Seguidamente, se retira la hoja de filtro y se chequea la presencia de derivados de gasoil. En el

caso de que se decolore al tirarle una gota de acetona debido a los derivados de gasoil, no se

debe utilizar éste filtro para determinar el número de opacidad. Se han de llevar siempre a cabo

tres mediciones separadas. El ennegrecimiento del filtro se compara con la escala de

Bacharach y seguidamente se determina el número de opacidad. Si el filtro se ha humedecido

durante la medición debido a la formación de condensado, se debe repetir la medición. El valor

final del número de opacidad se determina calculando el valor medio aritmético de

las tres mediciones separadas. En los quemadores de gas no se determina el número de

opacidad.

Figura 13 Indice de Bacharach

18.5.4 Medición del tiro de chimenea

Con objeto de determinar el tiro de chimenea (fuerza ascensional) necesaria para extraer los

gases de combustión en los quemadores atmosféricos, la sonda de combustión se inserta de

nuevo a través del orificio para realizar la medición en el conducto del gas de combustión. En

esta posición se comienza la medición del gas de combustión o de la presión, poniendo a cero

en primer lugar el sensor de presión. Se retira la sonda del gas de combustión y se mide la

presión del aire alrededor de la caldera. El analizador indica de forma automática la presión

diferencial entre el entorno circundante y la chimenea con un signo negativo. El punto cero

también se puede fijar en el exterior del tubo del gas de combustión con objeto de ser capaz de

reconocer las fluctuaciones de presión. En este tipo de medición no se aspira nada de gas de

combustión.

Valor típico del tiro de chimenea:

Caldera de tiro forzado: presión positiva entre

0,12 y 0,20 hPa (mbar)

Quemador de vaporización de gasoil y caldera atmosférica de gas:

presión negativa entre 0,03 y 0,10 hPa (mbar)



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18.6 Estudio de la combustión a partir del análisis de los gases de la Combustión

18.6.1 Inquemados sólidos

Los inquemados sólidos sólo se producen a partir de combustibles sólidos o líquidos. Están

formados mayoritariamente por partículas de carbono e hidrocarburos fraccionados.

La formación de inquemados puede deberse a dos causas fundamentales:

1 Mal funcionamiento del quemador, lo cual se traduce en:

• No se consigue la adecuada uniformidad de la mezcla del combustible y el aire.

• No se atomiza el combustible lo suficiente.

• La viscosidad del combustible líquido es incorrecta.

• La intensidad de fuego y las dimensiones de la llama no son adecuadas a la cámara de

combustión.

2 Aire de combustión insuficiente, debida a lo cual no se puede completar la reacción de

combustión.

Los inquemados sólidos son visualmente apreciables por el ensuciamiento de los conductos de

humo (hollín) y la aparición de humos oscuros en la chimenea. Su aparición produce dos

efectos perjudiciales:

• Representa una pérdida de potencia calorífica del combustible, ya que en la combustión

completa del carbono se producen 32 MJ/kg y si la operación es parcial o no se lleva a cabo no

se obtienen.

• Las partículas sólidas en forma de hollín se irán depositando en las superficies de intercambio

de la caldera, dificultando la transmisión de calor de los gases al agua, lo que provocará un

aumento de las pérdidas de calor por aumento de la temperatura de los gases en el conducto

de evacuación y chimenea.

18.6.2 Inquemados gaseosos

Están formados por CO e hidrocarburos ligeros. Las causas de su formación suelen ser:

• Insuficiente aire de combustión.

• Mal funcionamiento del quemador.

• Quemador inadecuado.

Cuando el combustible es un gas, su combustión incompleta puede producir elevadas

concentraciones de CO y otros hidrocarburos, siendo el CO el mejor indicador de la mala

combustión. Los hidrocarburos ligeros, principalmente metano, a partir de concentraciones

elevadas pueden provocar explosiones en el conducto de evacuación o en la chimenea por

inflamación espontánea, lo cual resulta peligroso.



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18.7 FORMACIÓN DE CONTAMINANTES

Con independencia de los inquemados generados por reacciones incompletas, los procesos de

combustión dan lugar, inevitablemente, a la inmisión en la atmósfera de sustancias que

modifican la composición del aire y que tienen un poder contaminante sobre el mismo aire, la

tierra y el agua, y constituyen, con mucho, la más importante fuente de contaminación del aire.

Las materias contaminantes procedentes de un proceso de combustión pueden clasificarse en

tres grupos:

a) Productos derivados de una combustión incompleta, vistos anteriormente.

b) Óxidos de nitrógeno, generalmente agrupados bajo la denominación NOx, siendo los más

importantes NO y NO2.

c) Emisiones debidas a contaminantes contenidos en los combustibles, como óxidos de azufre,

SO2 y SO3, cenizas y trazas de sustancias metálicas varias.

En esta clasificación no se incluye al dióxido de carbono CO2 y el vapor de agua H2O como

contaminantes, por cuanto su producción es inherente al proceso de combustión, lo que no

implica dejar de considerar su elevado potencial como gases de efecto invernadero y sus

consecuencias.

La naturaleza y concentración de estas sustancias contaminantes dependen:

• Del tipo de combustible (composición molecular).

• Del modo en que tiene lugar la combustión, es decir, del tipo de caldera y quemador

empleados.

• Del mantenimiento y puesta a punto de la instalación.

Por todo ello, la combustión es un proceso que impacta en el ambiente dañándolo de un modo

u otro, de aquí la importancia de mejorar la eficiencia global en el aprovechamiento del calor

contenido en el combustible diseñando sistemas capaces de aprovechar adecuadamente este

calor y mejorando el rendimiento del proceso de combustión.

Veamos la formación y consecuencias de estas sustancias.

18.7.1 Hollines

Los hollines están formados por inquemados sólidos y cenizas impregnados de óxidos de

nitrógeno, SO2, SO3, CO y CO2.

Al quemar combustibles sólidos y líquidos siempre aparecen partículas sólidas originadas por

la ceniza del combustible y por partículas de carbono que han abandonado la cámara de

combustión sin quemarse totalmente.

El hollín irá depositándose en la superficie de intercambio de la caldera, dificultando la

transmisión de calor de los gases al agua, lo que se traducirá en un aumento de temperatura

de los humos y, por ello, en un menor rendimiento de la caldera.



193/222

Cuando el combustible contiene azufre existe el riesgo de que los hollines se impregnen con

los óxidos de azufre en su fase de transición hacia el ácido sulfúrico, acelerando la corrosión de

las superficies metálicas de la caldera y conductos de humos.

18.7.2 Monóxido de carbono

El monóxido de carbono CO es un gas:

• Muy tóxico, porque impide la oxigenación de la sangre por la hemoglobina.

• Muy peligroso, porque es inodoro y no percibimos que lo estamos respirando.

Es molecularmente inestable y en el aire se transforma en dióxido de carbono CO2.

Su presencia en los productos de la combustión es prácticamente nula cuando la combustión

tiene lugar con exceso de aire. Cantidades importantes de CO pueden formarse solamente en

caso de combustión con defecto de aire, de ahí la importantísima necesidad de que las

calderas atmosféricas se instalen siempre en zonas exteriores o en locales específicos para

ello, de manera que se pueda garantizar la presencia permanente del suficiente caudal de aire

en el ambiente donde se encuentren instaladas mediante rejillas, ventanucos o respiraderos de

aire de sección suficiente.

El CO no tiene efectos dañinos sobre los vegetales ni sobre los materiales de construcción. Los

efectos biológicos del CO se deben a su gran afinidad con la hemoglobina, que combinada con

el CO (carbóxihemoglobina) no puede cumplir con su función de transportar oxígeno. La

concentración de carbóxihemoglobina en la sangre depende de la concentración de CO en el

aire y del tiempo de exposición, siendo una de sus inmediatas consecuencias el

desvanecimiento por la pérdida del conocimiento, lo que propicia la facilidad de envenenarse

con ese gas al quedar inermes en su presencia. Afortunadamente, el proceso es totalmente

reversible si la persona consigue salir de esa atmósfera contaminada.

Por otro lado, ya se ha justificado el despilfarro energético que representa la producción de CO

por la importante fracción de energía no liberada y que se pierde en la combustión.

18.7.3 SO2 y punto de rocío ácido

El azufre presente en el combustible se oxida en la combustión según la reacción:

S + O2 > SO2

En presencia de oxígeno y a alta temperatura, el SO2 sigue reaccionando:

SO2 + 1/2 O2 <> SO3

El trióxido de azufre reacciona a su vez con el vapor de agua formado en la combustión, cuya

mezcla gaseosa, cuando se enfría por debajo de su punto de rocío (punto de rocío ácido), se

condensa a ácido sulfúrico dando lugar a la corrosión acelerada de las superficies más frías de

la caldera.

El conocimiento del punto de rocío de los productos de la combustión es muy importante. En

las calderas estándar y en las de baja temperatura, así como en los conductos de humos, se

persigue evitar la condensación del vapor de agua por los daños que puede provocar. Por el



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contrario, en las calderas de condensación se recupera una parte importante de la diferencia

entre PCS y PCI del combustible, condensando una parte del vapor de agua con el fin de

aumentar el rendimiento de la caldera.

El vapor de agua en los humos empieza a condensar a la temperatura de rocío de la mezcla de

gases, la cual depende de su presión parcial, que a su vez depende del contenido de vapor de

agua en su mezcla.

Se indican a continuación valores redondeados de las temperaturas de los puntos de rocío de

dos combustibles comerciales, y en función del exceso de aire:

Exceso de aire %

0 25 50 75 100

Gasóleo 50 °C 47 °C 44 °C 41 °C 39 °C

Gas natural 60 °C 56 °C 53 °C 50 °C 48 °C

Se aprecia que, por un lado, la temperatura de punto de rocío crece cuando el combustible va

siendo más ligero (con mayor contenido de H2 > mayor concentración de vapor de agua) pero,

por otro, disminuye con el aumento del exceso de aire (menor concentración de vapor de agua

en los gases resultantes por el incremento de aire).

La forma de evitar los efectos nocivos (corrosivos) sobre las paredes de los tubos y otras

superficies de la caldera, y descartada la opción de elevar el exceso de aire para reducir la

temperatura de rocío por razones obvias de eficiencia energética, es la de mantener la

temperatura del agua de retorno por encima de un cierto valor mínimo, que depende del tipo de

combustible.

Sin embargo, en las calderas de baja temperatura el tema se ha resuelto con el diseño

específico de las superficies de intercambio térmico entre humos y el agua para soslayar este

fenómeno de la condensación, y en las calderas de condensación este fenómeno se persigue

y provoca dentro de la caldera, lo que hace que sus superficies de intercambio deban estar

construidas con materiales resistentes a la corrosión

18.7.4 Óxidos de nitrógeno

La formación de los óxidos de nitrógeno NOx, obtenidos por la combinación de los compuestos

presentes en el aire (20,99% de oxígeno y 78,03% de nitrógeno en volumen), es una función

exponencial de la temperatura que se alcanza en la cámara de combustión, del tiempo de

permanencia de los humos en esa zona y del porcentaje de oxígeno presente en la misma.

El NO2 es el representante más significativo de todos los óxidos de nitrógeno, en cuanto que

los otros (NO, N2O, N2O3, N2O4 y N2O5) tienden a transformarse en el primero por

reacciones químicas que tienen lugar en la atmósfera y por acción principal del ozono.

No obstante, la contribución de las instalaciones térmicas a la formación del NOx global

atmosférico es muy inferior a la que se atribuye al tráfico y a procesos industriales.

Sus efectos para la salud, a las concentraciones usuales presentes en las ciudades, se limitan

a la irritación de, las mucosas. Valores a partir de 50 mg/m3 provocan bronquitis y por encima



195/222

de 280 mg/m3 neumonía. La absorción de la luz solar por parte del NO2 conduce al

enturbiamiento del aire.

La forma de reducir la producción de NOx en calderas es mediante el empleo de quemadores

catalíticos y radiantes, que persiguen una mayor combinación combustible/comburente, lo que

posibilita un menor tiempo de presencia de los productos en la cámara de combustión para

obtener un mismo resultado. Para ello existen distintas soluciones, desde quemadores de

premezcla que alcanzan esa combinación íntima entre el combustible y el comburente

momentos antes de la combustión, hasta quemadores que evitan o minimizan la formación de

llama en la combustión mediante, por ejemplo, una malla metálica, lo que hace que se libere y

emita toda la energía de la reacción de combustión en forma radiante hacia una cámara de

combustión diseñada específicamente al efecto para aprovechar al máximo esta forma de

transmisión de calor.

Estas nuevas técnicas de combustión están reconocidas con el distintivo ecológico "Ángel Azul"

obtenido en fábrica mediante una prueba normalizada sobre la calidad de las emisiones de la

combustión, y concebido para distinguir los productos comerciales con baja incidencia sobre el

medio ambiente durante su ciclo de vida. Existe desde hace muchos años y abarca muchos

productos.

Cada producto, según cual sea su categoría, tiene la etiqueta con el logotipo de "Ángel Azul"

18.7.5 Anhídrido carbónico (o dióxido de carbono)

El anhídrido carbónico CO2 es el resultado de una combustión completa del carbono. Gas más

pesado que el aire, inofensivo salvo que sustituya al mismo en el porcentaje suficiente que

pueda producir la asfixia.

Al CO2 se le atribuye gran parte del fenómeno de calentamiento de la tierra (efecto

invernadero) al igual que hacen el vapor de agua, el ozono, el metano, los óxidos de nitrógeno

y los derivados halogenados de los hidrocarburos saturados (CFCs, HCFCs y HFCs), al impedir

que la radiación infrarroja emitida por la Tierra durante la noche atraviese la atmósfera hacia el

espacio exterior, impidiendo su enfriamiento.

El incremento de la producción de CO2 por los distintos procesos de combustión (edificios,

industria, transporte, etc.) no ha sido compensado, ni puede compensarse, con una mayor

absorción por la acción clorofílica de las plantas, o por la disolución en el agua del mar, lo que

ha provocado que en el siglo anterior la concentración de CO2 en la atmósfera haya

aumentado en 100 ppm, pasando de un valor de 250 a los actuales 350 ppm.



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19 FORMULARIOS PARA TOMA DE DATOS



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20 GLOSARIO DE MEJORAS GENÉRICAS -Añadir aislamiento a las cubiertas, falsos techos o muros.

-En el caso de locales refrigerados, considerar la posibilidad de disponer una cubierta de color

claro para disminuir la ganancia solar.

-Siempre que sea posible, ventilar los espacios vacíos por debajo de las cubiertas de los

edificios.

-En las ventanas, instalar vidrio reflectante o láminas plásticas reflectantes para disminuir la

ganancia de calor por radiación solar en los espacios refrigerados. Es importante valorar el

efecto que tal solución puede tener en el caso de que normalmente se utilice la luz natural

como elemento fundamental de alumbrado en dichos espacios. Evidentemente conviene llegar

al equilibrio óptimo entre los consumos de energía para refrigeración y para alumbrado artificial.

-Colocar persianas o elementos semejantes, al exterior de las ventanas, en los locales

refrigerados.

-Instalar vidrios dobles en lugar de vidrio simple. Esta solución es fundamentalmente válida

para la calefacción invernal.

-Repasar la hermeticidad de las juntas en puertas y ventanas empleando juntas esponjosas

adecuadas.

-En el caso de puertas que dan al exterior, instalar hojas con aislamiento en lugar de simples

chapas de hierro o contrachapado.

-Sellar las juntas existentes en los cerramientos a base de paneles metálicos, estén o no

aislados.

-Revisar y sellar las uniones entre cubierta ligera y los muros de cerramiento. Usualmente estas

uniones son muy imperfectas y requieren una atención especial.

-En el caso de puertas de doble hoja, evitar al máximo las rendijas.

-Emplear motores eléctricos de potencia adecuada a la demanda de energía. Los motores muy

sobredimensionados trabajan con rendimientos bajos haciendo que el consumo energético sea

mayor.

-Estudiar y optimizar las horas de puesta en marcha y paro de los sistemas.

-Cerrar las tomas de aire exterior cuando los sistemas no se utilicen.

-Disminuir el caudal de aire exterior compatible con la calidad de aire del interior.

-Minimizar las fugas de aire en los conductos.

-En la puesta en marcha de una instalación conviene conocer cuál es el valor de las

infiltraciones de aire exterior, porque tales infiltraciones pueden constituir un porcentaje

importante del caudal mínimo de aire exterior exigido.

-Reajustar las temperaturas de agua enfriada y del agua caliente, de acuerdo con las

necesidades reales.

-Disminuir al mínimo posible la temperatura del agua caliente en los sistemas de radiadores y

aerotermos.



202/222

-Optimizar el funcionamiento múltiple de las plantas de generación de frío o calor.

-Hacer funcionar los elementos auxiliares para la producción de frío y calor solamente cuando

sea necesario mediante equipos de control.

-Considerar la instalación de conductos de aire auxiliares para disminuir la pérdida de carga, y

en consecuencia, reducir la potencia de los ventiladores.

-Estudiar la posibilidad de cambiar los sistemas de acondicionamiento con caudal de aire

constantes, a caudal de aire variable.

-Reducir o anular la calefacción en zonas no ocupadas.

-En áreas con exceso de calefacción, analizar la causa para disminuir la capacidad de

calefacción. No abrir las ventanas para enfriar.

-Parar los ventiladores de extracción durante el tiempo de no utilización de las instalaciones.

-Controlar que el caudal de aire extraído coincida con el valor previsto. Debe evitarse extraer

en exceso.

-Siempre que sea posible, disminuir los caudales de aire de extracción de vestuarios, lavabos,

laboratorios, cocinas, etc.

-Hacer que la extracción en los lavabos e inodoros funcione solamente cuando estén ocupados

(conectar los ventiladores al interruptor de alumbrado o detector de presencia).

-Utilizar el agua de los sistemas de condensación de los equipos de refrigeración (circuito de

torre de enfriamiento) para precalentar el agua caliente sanitaria.

-Utilizar el agua de condensación para alimentar las baterías de recalentamiento de aire en los

sistemas de climatización.

-Aprovechar el condensado de vapor para precalentar el agua sanitaria o industrial.

-Considerar la aplicación de colectores solares térmicos para precalentar agua caliente

sanitaria u otros procesos industriales.

-Instalar equipos para recuperación del calor de los edificios.

-Estudiar la sustitución de los elementos de calefacción de tipo eléctrico por otros a base de un

fluido caliente.

-Aislar la tubería y los conductos que discurren por locales no ocupados y sin acondicionar. Las

tuberías de agua caliente y fría deberán disponer de un aislamiento térmico con el espesor

mínimo que figure en el Apéndice 03.1.RITE.

-Mantener limpios los filtros en los circuitos de tuberías de agua y conductos de aire.

-Comprobar el funcionamiento de los purgadores de aire en los circuitos de tuberías. Un

sistema con aire en su interior consume más energía.

-Comprobar que los depósitos de expansión, en los sistemas cerrados de tuberías, tienen el

tamaño adecuado. Un depósito infra dimensionado hace que el circuito pierda agua con

frecuencia.

-Revisar la calidad exigida a los filtros de aire utilizados. A menudo se asocia una calidad

elevada con una elevada pérdida de carga. Este hecho origina un consumo energético

importante.



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-Establecer un programa cuidadoso de mantenimiento de filtros para que éstos trabajen en

óptimas condiciones.

-Para las instalaciones de calefacción y refrigeración ambiental, estudiar la conveniencia de

utilizar un sistema a base de bomba de calor (o incluso geotermia).

-En las calderas disponer de sonda lambda.

-Proteger los termostatos y otros sensores, para evitar su manipulación por personas no

autorizadas.

-Instalar los termostatos en lugares que queden fuera de la influencia de focos de calor o frío,

ajenos al proceso que se regula. (alejados del sol).

-Siempre que sea posible, se instalarán controles de temperatura ambiente en todos y cada

uno de los locales climatizados (frío o calor).

-Instalar válvulas termostáticas en todos los radiadores.

-Cambiar las válvulas de tres vías por válvulas de dos vías, e instalar un sistema de bombeo a

velocidad variable.

-Instalar en la central de calefacción un sistema de ajuste de la temperatura de impulsión en

función de la temperatura exterior. (o incluso del grado de demanda del edificio).

-Instalar siempre que sea posible una regulación en la iluminación, bien en función de la

iluminación natural, bien por el número de horas de uso del local.

-Estudiar la conveniencia de cerrar automáticamente la admisión de aire exterior cuando paran

los equipos de tratamiento de aire.

-Estudiar la posibilidad de instalar economizadores o recuperadores de calor sensible del aire

expulsado, para calentar o enfriar el aire exterior de ventilación.

-En instalaciones con refrigeración, estudiar la viabilidad de la incorporación de recuperadores

de entalpía en el aire expulsado.

-En edificios con zonas internas claramente definidas (no afectadas por el ambiente exterior), y

con necesidades importantes de calefacción en otras zonas, estudiar la conveniencia de

trasvasar el calor sobrante a las zonas internas a los locales o servicios que requieran

calefacción.

-En instalaciones con sistemas de refrigeración, estudiar la posibilidad de enfriar los ambientes

empleando el aire exterior en determinadas épocas del año. (en muchos edificios el balance

energético global, incluso en invierno, exige la generación de frío para compensar cargas

positivas: informática, insolación, etc.)

-Para ciertas aplicaciones de calentamiento a baja temperatura, considerar la conveniencia de

instalar sistemas activos de aprovechamiento de la energía solar.

-Considerar los beneficios que puedan obtenerse de la energía solar aprovechada pasivamente

al actuar sobre la arquitectura de los edificios (energía solar pasiva)

-Conveniencia de utilizar preferiblemente fluorescentes antes que lámparas de incandescencia

o halógenas, sobre todo en espacios que deben estar iluminados durante horas. Si no es

posible usar tubos fluorescentes, son mejores las lámparas halógenas que las incandescentes



204/222

normales.



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21 EJEMPLOS DE AUDITORIAS ENERGETICAS



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22 LEGISLACIÓN ENERGÉTICA BÁSICA

22.1 Introducción Un elemento indispensable en la gestión de la eficiencia energética es el conocimiento

actualizado de la legislación energética básica. Las fuentes más directas para este

conocimiento son el Boletín Oficial del Estado (www.boe.es) y su correlato europeo el Diario

Oficial de las Comunidades Europeas (http://europa.eu.int/eur-lex/es/index.html).

Otras fuentes para conocer la legislación son las páginas Web del Ministerio de Economía

(www.mineco.es) y de la Comisión Nacional de la Energía (www.cne.es).

22.2 Normativa

22.2.1 Energía eléctrica Legislación Básica Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico. Real Decreto-Ley 6/1999, de 16 de

Abril, de medidas urgentes de liberalización e incremento de la competencia (Capítulo IV y

capítulo VIII, artículo 10.1). Real Decreto-Ley 6/2000, de 23 de junio, de Medidas Urgentes de

Intensificación de la Competencia en Mercados de Bienes y Servicios (Títulos I y II).

Mercado Eléctrico Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de

producción de energía eléctrica. Orden Ministerial de 29 de diciembre de 1997, por la que se

desarrollan algunos aspectos del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se

organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica. Orden Ministerial de 17 de

diciembre de 1998, por la que se modifica la de 29 de diciembre de 1997, que desarrolla

algunos aspectos del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y

regula el mercado de producción de energía eléctrica. Resolución de 5 de abril de 2001, por la

que se modifican las Reglas de funcionamiento del Mercado de Producción de Energía

Eléctrica y prorroga la vigencia del contrato de adhesión a dichas reglas (modificación de las

Reglas establecidas en la Resolución de 30 de junio de 1998). Resolución de 30 de junio de

1998. Anexo II: aprueba el contrato de adhesión a las Reglas de funcionamiento del Mercado

de Producción de Energía Eléctrica. 178

Transporte y Distribución Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, por el que se aprueba el Reglamento de Puntos

de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica. Real Decreto 1955/2000, de 1 de

Diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización,

suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. Orden

Ministerial de 12 de Abril de 1999, por la que se dictan la instrucciones técnicas

complementarias al Reglamento de Puntos de Medida de Consumos y Tránsitos de Energía

Eléctrica. Resolución de 11 de Mayo de 2001, de la DGPEM, relativa a la recepción y



218/222

tratamiento, en el concentrador principal de medidas eléctricas del operador del sistema de

datos de medida agregados, relativos a consumidores cualificados con consumo inferior a 750

MWh al año.

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

redes de transporte y distribución de energía eléctrica. Real Decreto 1483/2001, de 27 de

Diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica para 2002.

Régimen Especial Directiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de septiembre de 2001,

sobre la promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el

mercado interior de electricidad. Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre

producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de

energía renovables, residuos y cogeneración.

Sector Petróleo. Gasóleos y fuelóleos Legislación Básica Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos. Real Decreto-Ley 15/1999, de 1 de

octubre, por el que se aprueban Medidas de Liberalización, Reforma Estructural e Incremento

de la Competencia en el Sector de Hidrocarburos.

Real Decreto-Ley 6/2000, de 23 de junio, de Medidas Urgentes de Intensificación de la

Competencia en Mercados de Bienes y Servicios. Ley 24/2001, de 27 de diciembre, de

Medidas Fiscales, Administrativas y de Orden Social. Ley de Acompañamiento a los

Presupuestos Generales del Estado 2002. 179

Real Decreto 2085/1994, de 20 de octubre, por el que se aprueba el Reglamento de

Instalaciones Petrolíferas. Real Decreto 1562/1998, de 17 de julio, por el que se modifica la

Instrucción Técnica Complementaria MI-IP02 “ Parques de Almacenamiento de Líquidos

Petrolíferos”.

Real Decreto 1523/1999, de 1 de octubre, por el que se modifica el Reglamento de

Instalaciones Petrolíferas, aprobado por el Real Decreto 2085/1994 de 20 de octubre, y las

Instrucciones Técnicas Complementarias MI-IP03 aprobadas por el Real Decreto 1427/1997,

de 15 de septiembre, y MI-IP04 aprobadas por el Real Decreto 2201/1995, de 28 de diciembre.

Garantía de Suministro

Real Decreto 2111/1994, de 28 de octubre, por el que se regula la obligación de mantener

existencias mínimas de seguridad de productos petrolíferos y se constituye la Corporación de

Reservas Estratégicas.



219/222

Resolución de 25 de abril de 1996, de la Dirección General de la Energía, por la que se

aprueban los formularios oficiales mediante los cuales se remitirá por los sujetos obligados la

información necesaria a la Corporación de Reservas

Orden Ministerial, de 18 de diciembre de 2000, sobre almacenamiento de existencias mínimas

de seguridad fuera del ámbito territorial español. Orden ECO/79/2002, de 21 de enero de 2002,

por la que se aprueban las cuotas para la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos

Petrolíferos correspondientes al ejercicio 2002, así como el modelo de declaración para su

adaptación al euro. 180

Especificaciones de Productos Real Decreto 1728/1999, de 12 de noviembre, por el que se fijan las Especificaciones de los

Gasóleos de Automoción y de las Gasolinas.

Real Decreto 287/2001, de 16 de marzo, por el que se reduce el Contenido

de Azufre de Determinados Combustibles Líquidos.

Distribución Minorista Real Decreto 1905/1995, de 24 de noviembre, por el que se aprueba el Reglamento para la

Distribución al por Menor de Carburantes y Combustibles Petrolíferos en Instalaciones de

Venta al Público y se desarrolla la Disposición Adicional Primera de la Ley 34/1992, de 22 de

diciembre, de Ordenación del Sector Petrolero. Este Real Decreto está en vigor en lo que no se

oponga a la Ley 34/1998 del Sector de Hidrocarburos (Disposición Transitoria Segunda).

Resolución de 17 de julio de 2000, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por

la que se dispone la Información a remitir a la Dirección General de Política Energética y Minas

de acuerdo con el artículo 4 del Real Decreto-Ley 6/2000, de 23 de junio, de Medidas Urgentes

de Intensificación de la Competencia en Mercados de Bienes y Servicios.

Orden Ministerial de 3 de agosto de 2000, por la que se determina la Forma de Remisión de la

Información sobre Precios de Productos Petrolíferos.

Ley 14/2000, de 29 de diciembre, de Medidas Fiscales, Administrativas y del Orden Social

(artículo 74).

Real Decreto 248/2001, de 9 de marzo, que desarrolla del artículo 7 del Real Decreto-Ley

15/1999, de 1 de octubre, por el que se aprueban Medidas de Liberalización, Reforma

Estructural e Incremento de la Competencia en el Sector de Hidrocarburos.

Fiscalidad Ley 38/1992, de 28 de diciembre, de Impuestos Especiales. Real Decreto 1165/1995, de 7 de

julio, por el que se aprueba el Reglamento de los Impuestos Especiales. Ley 49/1998, de 30 de

diciembre, de Medidas Fiscales Administrativas y de Orden Social. Ley de acompañamiento a

los Presupuestos Generales del Estado 1999.



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Ley 14/2000, de 29 de diciembre, de Medidas Fiscales, Administrativas y de Orden Social. Ley

de acompañamiento a los Presupuestos Generales del Estado 2001. El artículo 7 de esta Ley

modifica el artículo 54.2 de la Ley 38/1992. 181

Ley 24/2001, de 27 de diciembre, de Medidas Fiscales, Administrativas y de Orden Social. Ley

de Acompañamiento a los Presupuestos Generales del Estado 2002.

Sector Gas Directiva del Parlamento Europeo y del Consejo 98/30/CE, de 22 de junio de 1998 sobre

normas comunes para el mercado interior de gas natural (DOCE, 21 de julio de 1998).

Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, que ordena las actividades de

exploración, transporte, distribución y comercialización de los hidrocarburos líquidos y

gaseosos.

Ley 50/1998, de 30 de diciembre, de Medidas Fiscales, Administrativas y del Orden Social.

(Artículo 108).

Real Decreto-Ley 6/1999, de 16 de abril, de Medidas Urgentes de Liberalización. (Capítulo III).

Real Decreto-Ley 15/1999, de 1 de octubre, por el que se aprueban medidas de liberalización,

reforma estructural e incremento de la competencia en el sector de hidrocarburos.

Real Decreto-Ley 6/2000, de 23 de junio, de Medidas Urgentes de Intensificación de la

Competencia en Mercados de Bienes y Servicios (Título I, Capítulo II y artículo 34).

Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el que se regula el acceso de terceros a las

instalaciones gasistas y se establece un sistema económico integrado del sector de gas

natural.

Orden ECO/301/2002, de 15 de febrero, por la que se establece la retribución de las

actividades reguladas del sector gasista.

Orden ECO/1026/2002, de 10 de abril, por la que se modifica la Orden ECO/301/2002, de 15

de febrero, por la que se establece la retribución de las actividades reguladas del sector

gasista.

Orden ECO/302/2002, de 15 de febrero, por la que se establecen las tarifas de gas natural y

gases manufacturados por canalización y alquiler de contadores. Anexos I y II.

Orden ECO/303/2002, de 15 de febrero, por la que se establecen los peajes y cánones

asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas. Anexo. Orden ECO/302/2002, de

15 de febrero, por la que se establecen las tarifas de gas natural y gases manufacturados por

canalización y alquiler de contadores. 182

Orden ECO/303/2002, de 15 de febrero, por la que se establecen los peajes y cánones

asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas.


de febrero, por la que se establecen las tarifas de gas natural y gases manufacturados por

canalización y alquiler de contadores.



221/222


de febrero, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a

las instalaciones gasistas.

Reglamento General del Servicio Publico de Gases Combustibles. Aprobado por Decreto

2913/1973 de 26 de Octubre. (B.O.E. 21/11/73 modificado por B.O.E. 20/2/84).

Reglamento de Redes y Acometidas de Combustibles. Aprobado por Orden del Ministerio de

Industria de 18 de noviembre de 1974, modificada por las Ordenes de 26 de octubre de 1983,

de 6 de julio de 1984, de 9 de marzo de 1994 y de 11 de junio de 1998, con sus instrucciones

técnicas complementarias.

Reglamento de Instalaciones de Gas en locales destinados a usos domésticos, colectivos o

comerciales. Aprobado por Real Decreto 1853/1993 de 22 de octubre (B.O.E. 24/11/93) con

sus instrucciones técnicas complementarias.

Normas Básicas de Instalaciones de Gas en edificios habitados. Orden de 29 de marzo de

1974 y Decreto 24 de abril de 1975.

Reglamento de Instalaciones Térmicas en los Edificios. Aprobado por Real Decreto 1751/1998

de 31 de julio (B.O.E. 5/8/98) con sus instrucciones técnicas complementarias.

Instrucción sobre documentación y puesta en servicio de las instalaciones receptoras de gases

combustibles. Orden de 17 de diciembre de 1985 (B.O.E. 9/1/86).

Instrucción sobre instaladores autorizados de gas y empresas instaladoras.

Orden de 17 de diciembre de 1985 (B.O.E. 9/1/86).

Reglamento de Aparatos que utilizan combustibles gaseosos. Aprobado por

Real Decreto 494/1988 de 20 de mayo (B.O.E. 25/5/88).

Real Decreto 1428/1992 de 27 de noviembre, por el que se adopta la Directiva del Consejo de

29 de junio de 1990, relativa a la aproximación de las legislaciones

de los Estados miembros sobre los aparatos de gas (90/396/CEE).

Directiva 93/68/CEE del consejo de 22 de julio de 1993, por la que se modifican, entre otras las

Directivas siguientes: 89/392/CEE - Máquinas. 183 90/396/CEE- Aparatos de gas. 92/42/CEE-

Calderas nuevas de agua caliente alimentadas con combustibles líquidos y gaseosos.

(GLP) Orden Ministerial, de 30 de octubre de 1970, por la que se aprueba el Reglamento sobre

Centros de Almacenamiento y Distribución de Gases Licuados del Petróleo. Orden Ministerial,

de 14 de septiembre de 1982, por la que se establecen las Especificaciones de los Gases

Butano y Propano Comerciales.

Orden Ministerial, de 11 de diciembre de 1984, por la que se modifica la de 14 de septiembre

de 1982 y se establecen Nuevas Especificaciones para el Propano Comercial.

Orden Ministerial, de 17 de diciembre de 1985, por la que se establece la Instrucción sobre

Documentación y Puesta en Servicio de las Instalaciones Receptoras de Gases Combustibles.

Orden ministerial, de 29 de enero de 1986, por la que se aprueba el Reglamento de

Instalaciones de Almacenamiento de Gases Licuados del Petróleo en Depósitos Fijos.



222/222

Real Decreto 1085/1992, de 11 de septiembre, por el que se aprueba el Reglamento de la

Actividad de Distribución de Gases Licuados del Petróleo.

Este Real Decreto está en vigor en lo que no se oponga a la Ley 34/1998 del Sector de

Hidrocarburos (Disposición Transitoria Segunda).

Orden Ministerial, de 16 de julio de 1998, por la que se actualizan los Costes de

Comercialización del Sistema de Determinación Automática de Precios Máximos de Venta,

Antes de Impuestos, de los Gases Licuados del Petróleo, y se liberalizan determinados

Suministros.

Orden Ministerial, de 6 de octubre de 2000, por la que se establece el Sistema de

Determinación Automática de Precios Máximos de Venta, antes de Impuestos, de los Gases

Licuados del Petróleo en su modalidad de Envasado.

Instalaciones Petrolíferas.

A continuación se han reunido varias disposiciones publicadas simultáneamente al proceso de

edición del Manual:

Real Decreto 1433/2002, de 27 de diciembre, por el que se establecen los requisitos de medida

en baja tensión de consumidores y centrales de producción en Régimen Especial. 184

Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las actividades de

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

instalaciones de gas natural.

Real Decreto 1435/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las condiciones básicas de

los contratos de adquisición de energía y de acceso a las redes en baja tensión.

Real Decreto 1436/2002, de 27 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica para

2003.

Resolución de 30 de diciembre de 2002, de la Dirección General de Política Energética y

Minas, por la que se aprueba el perfil de consumo y el método de cálculo a efectos de

liquidación de energía aplicables para aquellos consumidores tipo 4 y tipo 5 que no dispongan

de registro horario de consumo.


Minas, por la que se aprueba el procedimiento transitorio de cálculo para la aplicación de la

tarifa de acceso vigente, a partir de los datos de medida suministrados por los equipos

existentes para los puntos de medida

tipo 4.


Minas, por la que se establece el procedimiento de estimación de medida aplicable a los

cambios de suministrador.

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