Auditoría energética (Situación energética actual - EFM)..

AUDITORÍA ENERGÉTICA EFM S.A.
IngeMek – Ingenieros Página 1 de 125
ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN
ENERGÉTICA ACTUAL
EFM S.A.
C/. Tesla & Westinghouse, 15.
Pol. Industrial El Rayo, pab. 3.
48.095 - Barakaldo (Vizcaya)
(NOTA: ESTA AUDITORÍA ESTÁ BASADA EN CÁLCULOS REALES PERO POR LA LPD SE HAN VARIADO NOMBRES DE EMPRESA)

Contenido
1. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................................................... 6
1.1. ANTECEDENTES................................................................................................................................................... 6
1.2. OBJETO................................................................................................................................................................ 7
1.3. ENTIDAD AUDITORA Y EQUIPO AUDITOR........................................................................................................ 8
2. DOCUMENTACIÓN DE REFERENCIA........................................................................................................................ 9
3. DATOS DE LA EMPRESA AUDITADA........................................................................................................................ 14
3.1. DATOS GENERALES .......................................................................................................................................... 14
3.2. DATOS DE PRODUCCIÓN ............................................................................................................................... 15
3.3. CONTRATOS DE SUMINISTRO DE ENERGÍA ................................................................................................... 15
3.3.1. CONTRATO DE SUMINISTRO DE GAS. COND. PARTICULARES............................................................ 15
3.3.2. PRECIO MEDIO DEL GAS......................................................................................................................... 16
3.3.3. CONTRATO DE SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA......................................................................... 16
3.3.4. PRECIO MEDIO DE LA ELECTRICIDAD. .................................................................................................. 17
4. PROCESOS DE PRODUCCIÓN................................................................................................................................ 18
4.1. MEMORIA DESCRIPTIVA DE LA PRODUCCIÓN ............................................................................................ 18
4.2. DIAGRAMA DE PROCESOS............................................................................................................................. 19
4.3. TECNOLOGÍAS HORIZONTALES O SERVICIOS............................................................................................... 20
4.4. LISTADO DE POTENCIAS INSTALADAS............................................................................................................ 20
4.4.1. LISTADO DE POTENCIAS INSTALADAS DE CONSUMO DE GAS NATURAL ......................................... 20
4.4.2. LISTADO DE POTENCIAS INSTALADAS CON CONSUMO ELÉCTRICO................................................ 20
4.5. CURVAS DE CARGA DE COMBUSTIBLES Y CONSUMO ENERGÉTICO ....................................................... 22
4.5.1. CURVA DE CARGA TÉRMICA (EN CONSUMO DE COMBUSTIBLE PRIMARIO).................................. 22
4.5.2. DESGLOSE DE CONSUMO ENERGÍA ANUAL GAS ............................................................................... 24
4.5.3. GRÁFICO CONSUMO GAS Y GASTO MENSUALES .............................................................................. 24

4.5.4. TENDENCIA DEL CONSUMO ENERGÉTICO DE GAS Y DEL GASTO CALCULADOS POR REGRESIÓN
LINEAL 25
4.5.5. TENDENCIA DE LOS PRECIOS MEDIOS POR kWh DE ENERGÍA EN GAS POR REGRESIÓN LINEAL. 25
4.5.6. DESGLOSE DE PRECIOS, DE COSTES Y DE ENERGÍA CONSUMIDA POR LAS MÁQUINAS
CONSUMIDORAS DE GAS ....................................................................................................................................... 27
4.5.7. POTENCIAS UNITARIAS DE LAS MÁQUINAS CONSUMIDORAS DE GAS............................................. 27
4.5.8. DESCRIPCIÓN DE MÁQUINAS QUE USAN GAS NATURAL................................................................... 31
4.5.8.1. GENERADOR EXOTÉRMICO SCAME TIPO “DRY LINE”................................................................. 31
4.5.8.2. CALEFACCIÓN POR CALDERA EN ZONA DE OFICINAS............................................................. 34
4.5.8.2.1. Datos técnicos de los radiadores.............................................................................................. 34
4.5.8.2.2. Datos técnicos de la caldera y el quemador......................................................................... 35
4.5.8.2.3. Balance térmico en la caldera ................................................................................................. 35
4.5.8.2.4. Datos de los gases de la caldera.............................................................................................. 37
4.5.8.2.5. Rendimiento de combustión de la caldera............................................................................ 38
4.5.8.2.6. Rendimiento real de la caldera comparándolo con el rendimiento nominal.................. 39
4.5.8.2.7. Cálculo de transmisión de calor y potencia térmica en las oficinas.................................. 40
4.5.8.3. CALEFACCIÓN POR TUBO RADIANTE EN ZONA DE PRODUCCIÓN ......................................... 46
4.5.8.3.1. Cálculo de transmisión de calor y potencia térmica en el taller ........................................ 47
4.6. CURVAS DE CARGA DE ELECTRICIDAD Y CONSUMO ENERGÉTICO........................................................ 51
4.6.1. CURVA DE CARGA ELÉCTRICA (EN CONSUMO DE COMBUSTIBLE PRIMARIO)............................... 51
4.6.2. DESGLOSE DE CONSUMO ENERGÍA ANUAL ELÉCTRICA .................................................................... 52
4.6.3. GRÁFICO CONSUMO ELECTRICIDAD Y GASTO MENSUALES............................................................. 53
4.6.4. TENDENCIA DEL CONSUMO ENERGÉTICO DE GAS Y DEL GASTO CALCULADOS POR REGRESIÓN
LINEAL 53
4.6.5. TENDENCIA DE LOS PRECIOS MEDIOS POR kWh DE ENERGÍA EN ELECTRICIDAD CALCULADOS
POR REGRESIÓN LINEAL .......................................................................................................................................... 54

4.6.6. DESGLOSE DE PRECIOS Y COSTES Y DE LA ENERGÍA CONSUMIDA POR LAS MÁQUINAS
CONSUMIDORAS DE ELECTRICIDAD ..................................................................................................................... 56
4.6.7. POTENCIAS UNITARIAS DE LAS MÁQUINAS CONSUMIDORAS DE ELECTRICIDAD........................... 57
4.6.8. DESCRIPCIÓN DE MÁQUINAS Y SISTEMAS QUE USAN ELECTRICIDAD.............................................. 57
4.6.8.1. MÁQUINAS DE PRODUCCIÓN ESPECÍFICAS................................................................................ 57
4.6.8.2. TORRE DE REFRIGERACIÓN ............................................................................................................ 58
4.6.8.3. MOTORES ELÉCTRICOS.................................................................................................................... 58
4.6.8.3.1. Eficiencia de motores eléctricos ............................................................................................... 58
4.6.8.3.2. Tolerancia del rendimiento de un motor ................................................................................. 59
4.6.8.3.3. Legislación sobre desaparición de motores de baja eficiencia y plazos.......................... 60
4.6.8.3.4. Rebobinado de motores: un ahorro aparente....................................................................... 61
4.6.8.3.5. Variadores de velocidad (o frecuencia) en motores eléctricos ......................................... 63
4.6.8.4. SALA DE COMPRESORES................................................................................................................. 64
4.6.8.4.1. Datos técnicos del compresor usado habitualmente........................................................... 65
4.6.8.4.2. Tolerancia en el caudal.............................................................................................................. 65
4.6.8.4.3. Datos técnicos del compresor de reserva............................................................................... 66
4.6.8.4.4. Datos técnicos del secador frigorífico...................................................................................... 66
4.6.8.4.5. Datos técnicos del filtro del secador........................................................................................ 66
4.6.8.4.6. Datos técnicos del depósito acumulador............................................................................... 67
4.6.8.4.7. Datos técnicos del caudal de consumo y velocidad del aire en tuberías ....................... 69
4.6.8.4.8. Potencia real entregada por los compresores y energía consumida media ................... 69
4.6.8.4.9. Influencia de la presión de consigna en la potencia de un compresor de tornillo......... 70
4.6.8.4.10. Recuperación de calor en un compresor. Balance energético....................................... 78
4.6.8.4.11. Fugas de aire.............................................................................................................................. 79
4.6.8.4.12. Disminución de la presión de consigna del compresor...................................................... 82
4.6.8.4.13. Ventajas de reducir la presión en la instalación .................................................................. 82

4.6.8.4.14. Gráfica del ahorro para compresores rotativos................................................................... 83
4.6.8.5. ILUMINACIÓN DE LA FÁBRICA ....................................................................................................... 84
4.6.8.5.1. Conceptos básicos de iluminación .......................................................................................... 84
4.6.8.5.2. Medidas tipificadas de ahorro de energía en iluminación. Consejos generales............. 90
4.6.8.5.3. Iluminación del taller. Datos generales.................................................................................... 97
4.6.8.5.4. Iluminación en planta primera de taller ................................................................................ 100
4.6.8.5.5. Iluminación en planta sótano de taller.................................................................................. 111
4.6.8.5.6. Iluminación de las oficinas ....................................................................................................... 118
4.6.8.5.7. Iluminación exterior ................................................................................................................... 119
4.6.8.5.8. Potencia consumida en la iluminación de la fábrica ......................................................... 120
4.7. COMPARACIÓN CONSUMO Y GASTO ANUALES ELECTRICIDAD Y GAS............................................... 120
4.8. CRITERIOS FINANCIEROS UTILIZADOS PARA EL ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE INVERSIONES EN LAS
MEDIDAS PROPUESTAS DE MEJORA Y SU JUSTIFICACIÓN .................................................................................... 122
4.9. CONVERSIÓN DE UNIDADES ENERGÉTICAS A EMISIONES DE CO2 A LA ATMÓSFERA.......................... 125

1. INTRODUCCIÓN
1.1. ANTECEDENTES
Las sociedades han experimentado un crecimiento exponencial no solo en aparatos, máquinas y progreso
tecnológico e industrial sino en necesidades de energía para producir desde la Revolución Industrial, pero
no es hasta los años 60-70 del pasado siglo cuando el hombre se dio cuenta de que la escasez o el
incremento drástico de precios de la energía tenía consecuencias desastrosas para la economía y para el
bienestar. Sin embargo, muchas empresas aún no se percatan de la importancia de estar vigilantes en
todo momento de tomar medidas encaminadas a promover el ahorro energético que lleva parejo
implícitamente muy a menudo una ventaja competitiva económica que asegure la rentabilidad de las
mismas.
La energía es un elemento clave para el desarrollo de la sociedad actual y su disponibilidad y buen uso
son ya determinantes en el éxito o el fracaso de las economías a escalas mundiales. Las reservas de
petróleo y gas se agotarán en el siglo XXI y cada vez será más costosa su extracción. Es por ello que es
urgente que las empresas se percaten del valor que supone el conocimiento de medidas encaminadas al
ahorro en sus procesos y gastos energéticos.
El factor de escasez unido al auge de la demanda alcista propiciada por países de fuerte crecimiento
como China, Brasil o India hace que los precios del petróleo, el gas natural y de la energía eléctrica se
sitúe en bandas muy elevadas que repercuten desfavorablemente no solo en los balances de las industrias
sino en el resto de los consumidores. Existen otros factores que hacen que la energía sufra continuos
vaivenes en los precios como es la desestabilización de los países productores de petróleo y el carácter
oligopólico de las grandes compañías privadas, tanto de gas, petróleo o energía eléctrica pese a que
muchas de ellas están en países de manera liberalizada.
La eficiencia energética es una herramienta indispensable, fundamentalmente para que el sector
industrial, terciario y de la construcción sea capaz de conseguir ahorros cuantitativos y en menor medida
contribuir a verter a la atmósfera menor cantidad de CO2 para el propio bienestar de la ciudadanía en su
conjunto.

Una de las primeras herramientas para conciliar producción industrial y eficiencia energética son las
auditorías energéticas. Los programas de auditorías energéticas han demostrado su eficacia a escala
mundial para diagnosticar y mejorar el rendimiento energético de las instalaciones industriales.
El sector industrial ha sido pionero en la realización de los análisis energéticos que optimizan los consumos
específicos de energía eléctrica y combustibles. En los sectores más avanzados tecnológicamente los
resultados presentan mejoras de la eficiencia en el uso de la electricidad de un 12% promedio y ahorros en
el consumo de combustibles con un promedio de 18-25%.
Aparte de estas mejoras en el uso de la electricidad y combustibles, la auditoría energética propone
medidas de ahorro con la inclusión de dispositivos en las máquinas que hacen función de ahorro,
sustitución de unos aparatos por otros más eficientes o mejora de un proceso para aprovechar energía
residual que se pierde en otro caso. En muchos casos las propuestas son tan simples como disponer de un
sensor de encendido de lámparas o un temporizador o poner más interruptores para que no se encienda
toda la hilera de luces de una estancia al mismo tiempo.
Esta auditoría energética realizada sigue la norma UNE 216.501 y los auditores energéticos han seguido un
curso de formación específico para estas tareas, teniendo experiencia industrial como ingenieros.
1.2. OBJETO
La auditoría energética es un procedimiento sistemático para obtener un adecuado conocimiento del
perfil de los consumos energéticos en una instalación, identificando y valorando las posibilidades de ahorro
de energía desde el punto de vista técnico y económico.
Dichas valoraciones suponen generalmente mejoras en la calidad de los servicios prestados, mejoras
económicas y mejoras medioambientales.
En particular, esta auditoría permite:
 Conocer la situación energética actual, así como el funcionamiento y eficiencia de los equipos e
instalaciones.

 Inventariar los principales equipos e instalaciones existentes.
 Realizar mediciones y registros de los principales parámetros eléctricos, térmicos y de confort.
 Analizar las posibilidades de optimización del suministro de combustibles, energía eléctrica y
consumo de agua.
 Analizar la posibilidad de instalar energías renovables.
 Proponer mejoras y realizar su evaluación técnica y económica.
El objetivo general se resume en analizar las necesidades energéticas de la empresa auditada, integrando
a todos los equipos y sistemas que forman parte de ella, y proponer soluciones de mejora en materia de
ahorro de energía y de incorporación de nuevas energías que sean viables técnica y económicamente.
Dentro de esta idea general, los objetivos que se ha planteado son:
 Mejorar la contratación de la energía eléctrica y los combustibles.
 Optimizar los consumos energéticos.
 Reducir las emisiones por unidad de producción.
 Conocer la situación general y los puntos críticos.
 Analizar la posibilidad de utilizar energías renovables.
Para obtener los objetivos señalados, la auditoría energética se ha llevado a cabo por un equipo de
auditores con formación y experiencia en la realización de estudios energéticos.
1.3. ENTIDAD AUDITORA Y EQUIPO AUDITOR
La entidad auditora es IngeMek - Ingenieros.
El equipo auditor está compuesto por un auditor responsable, que es quien firma la auditoría, y otro auditor
que participa en ésta.
Cada auditor integrante del equipo posee un perfil profesional que cumple, con los siguientes requisitos:

 Titulación de grado medio o superior en áreas relacionadas con la energía o formación de post-
grado equivalente.
 Conocimientos demostrables en:
 Procedimientos y técnicas generales de auditoría energética.
 Proponer mejoras, analizarlas y documentarlas
 Normativa sectorial de energía.
 Técnicas y tecnologías de ahorro energético.
 Sistemas de energías renovables.
La presente auditoría energética ha sido realizada por una entidad solvente e independiente, acreditando
los siguientes aspectos:
1. Solvencia técnica.
2. Referencias demostrables de los trabajos de auditorías realizados.
3. Instrumentos para mediciones y registro de datos energéticos.
4. Independencia y ética.
5. El compromiso de confidencialidad con la documentación e información a la que tenga acceso,
obligándose. Mantener el secreto de cuanta información conozca en el ejercicio de su actividad.
6. Que entre la entidad auditada y la auditora no existan cruces accionariales significativos.
2. DOCUMENTACIÓN DE REFERENCIA
Para el desarrollo del proyecto se ha empleado la siguiente base documental:
 UNE 216501:2009 Auditorías energéticas. Requisitos.
 UNE 216301:2007 Sistema de gestión energética. Requisitos.
 "Manual de Auditoria Energética en la Industria". Septiembre 2009. CIIBUR "Guía del Auditor
Energético". Proyecto Gauree. Escan, S.A. 1998.
 "Procedimiento para la realización de auditorías energéticas". Abril 2006. FAEN.

 Eficiencia Energética de los Edificios. Directiva Europea 2002/91/CEE. DOCE de 4 de enero de 2003.
 Reglamento de Instalaciones térmicas en los Edificios (RITE). Real Decreto 1.027/2007 de 20 de julio.
BOE de 29 de agosto de 2007. Corrección de errores: BOE de 28 de febrero de 2008.
 Reglamento técnico de distribución y utilización de combustibles gaseosos y sus instrucciones
técnicas complementarias ICG 01 a 11. Real Decreto 919/2006 de 28 de julio. BOE de 4 de
septiembre de 2006.
 Relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables y por la que se
modifican y se derogan las Directivas 2001/77/CE y 2003/30/CE. Directiva 2009/28/CE de 23 de abril
de 2009. DOCE de 5 de junio de 2006.
 Instalaciones de energía solar térmica. Pliego de condiciones técnicas de instalaciones de baja
temperatura. IDAE octubre 2002.
 Normas en relación con el Reglamento de Instalaciones Térmicas en los Edificios (RITE). Orden de 22
de julio de 2008. BOPV de 23 de septiembre de 2008.
 Guía metodológica para la realización de Auditorías Energéticas en la industria de la Comunidad
de Madrid.
 Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía
eléctrica en régimen especial.
 Real Decreto 871/2007, de 29 de junio, establece la tarifa eléctrica a partir del 1 de julio de 2007.
 Real Decreto 1432/2002 de metodología para la aprobación de la tarifa eléctrica media o de
referencia.
 Ley 17/2007, de 4 de julio, por la que se modifica la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector
Eléctrico, para adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/54/CE, del Parlamento Europeo y del
Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad.

 Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto de 2002, por el que se aprueba el Reglamento
Electrotécnico de Baja Tensión.
 Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte,
distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de
energía eléctrica.
 Nuevo Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión y sus Instrucciones Técnicas Complementarias
según RD 842/2002.
 Ley del Sector eléctrico 54/1997 y su posterior modificación por la Ley 17/2007 de 4 de Julio para
adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/54/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26
de Junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad.
 Real Decreto 1164/2001, de 26 de Octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes
de transporte y distribución de energía eléctrica.
 Real Decreto 871/2007, de 29 de Junio, por el que se ajustan las tarifas eléctricas a partir del 1 de
julio de 2007, por la que desaparece la tarifa 2.0 con discriminación horaria nocturna y la tarifa de
Riegos Agrícolas, a partir del 1 de julio de 2008.
 Orden ITC/3801/2008, de 26 de Diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir de 1 de
enero de 2009.
 Orden ITC/3519/2009, de 28 de diciembre, por la que se revisan los peajes de acceso a partir de 1
de enero de 2010 y las tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial.

 Orden ITC/3354/2010, de 28 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados
al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas a
partir del 1 de enero de 2.011.

 Real Decreto 485/2009, de 3 de Abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de
último recurso en el sector de la energía eléctrica.
 Real Decreto-Ley 6/2009, de 30 de Abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector
energético y se aprueba el bono social.
 Orden ITC/1659/2009, de 22 de Junio, por la que establece el mecanismo de traspaso de clientes
de mercado a tarifa al suministro de último recurso de energía eléctrica y el procedimiento de
cálculo y estructura de las tarifas de último recurso de energía eléctrica.
 Orden ITC/1723/2009, de 26 de Junio, por la que se revisan los peajes de acceso a partir de 1 de
Julio de 2009 y las tarifas y primas de determinadas instalaciones de régimen especial.
 Orden ITC/3519/2009, de 28 de diciembre, por la que se revisan los peajes de acceso a partir de 1
de enero de 2010 y las tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial.
 Orden ITC/1732/2010, de 28 de junio, por la que se revisan los peajes de acceso a partir de 1 de julio
de 2010 y las tarifas y primas de determinadas instalaciones del régimen especial.
 Orden ITC/3353/2010, de 28 de diciembre, (BOE núm. 316, de 29 de diciembre de 2010), por la que
revisan los peajes de acceso a partir del 1 de enero de 2011 y las tarifas y primas de régimen
especial.
 Normativa europea de iluminación de interiores (EN-12464-1), no de obligado cumplimiento. UNE-EN
12.464-1:2003. Iluminación. Iluminación de los lugares de trabajo. Parte 1: Lugares de trabajo en
interiores. En España aparece en el CTE, Documento Básico Ahorro de Energía HE-3 (Eficiencia
Energética de las Instalaciones de Iluminación), válido para edificios no industriales.
 Normativa europea de iluminación de exteriores (EN-13201), no de obligado cumplimiento.
Reglamento de Eficiencia Energética en Instalaciones de Alumbrado Exterior – España. En vigor
desde el 1 de abril de 2009 y obligatoria.

 Directiva RoHS - 2002/95/CE. Restricciones a la utilización de determinadas sustancias peligrosas en
aparatos eléctricos y electrónicos.
 Directiva RAEE - 2002/96/CE. Residuos de aparatos eléctricos y electrónicos.
 Directiva EUP - 2005/32/CE. Directiva marco para el establecimiento de requisitos de diseño
ecológico aplicables a los productos que utilizan energía (EUP).
 Directiva sobre balastros 2000/55/CE. Requisitos de eficiencia energética de los balastros de
lámparas fluorescentes.
 Directiva sobre servicios energéticos (ESD) – 2006/32/CE. Directiva sobre la promoción de la
eficiencia del uso final de la energía y los servicios energéticos.
 Directiva sobre etiquetado - 98/11/CE. Actualización de la directiva 92/75/CE del Consejo en lo que
respecta al etiquetado energético de las lámparas de uso doméstico.

3. DATOS DE LA EMPRESA AUDITADA
Vista aérea de EFM. El Norte está perpendicular a la horizontal de la imagen en la parte superior.
EFM es un grupo industrial dinámico, de tamaño medio, creado en 1.957. Desde entonces ha tenido
expansión y crecimiento a nivel internacional. Su estrategia es ser líder en tecnologías manufactureras para
el sector del automóvil aplicando principios de especialización, esfuerzo tecnológico, proximidad y
estrecha colaboración con sus clientes a un nivel global. Las actividades de investigación y desarrollo
llevadas a cabo en cada división junto con la especialización de la compañía en los procesos de
manufactura hacen posible un control verdadero de la tecnología, siendo un factor clave para el grupo
distinguiéndolo como líder en el sector. Cuenta con 3 importantes divisiones básicas: plásticos, metales y
componentes de máquinas, junto con la de investigación y desarrollo. La presente auditoría se realiza para
la fábrica de Elorrio, que pertenece al sector metales.
3.1. DATOS GENERALES
Datos empresa auditada
EFM S.A.
C/. Tesla & Westinghouse, 15.
Pol. Industrial El Rayo, pab. 3.
48.095 - Barakaldo (Vizcaya)
Tfno. fábrica: 94 490 26 62
Fax: 94 482 69 16
E-Mail: infoefem@efm.es
Tabla 1. Datos empresa auditada.
Datos equipo auditor
José Manuel Gómez Vega, ingeniero industrial, colegiado nº 6026 en el COIIB.
Tabla 2. Datos equipo auditor.

3.2. DATOS DE PRODUCCIÓN
En la fábrica de EFM en Madrid se realiza la producción de productos metálicos como componentes de
automóvil, una de las 3 divisiones del grupo. En concreto realizan varios tipos de piezas entre las que cabe
destacar productos tubulares con procesos de curvado, abocardado, soldado y hechura de nervios.
RÉGIMEN DE ACTIVIDAD
Número de empleados: 80 (45 en producción y 35 en oficina)
Días de apertura: 46 semanas x 5 días/semana = 230 días año
Jornadas producción: de lunes a viernes, días completos, trabajando de 22:00 h de domingo a 22:00 horas del viernes.
Jornadas oficina: de 8:00 a 13:00 y de 14:30 a 17:30 h, quedándose 2 ó 3 personas unas 2 horas más cada día después de las 17:30 h)
Turnos de trabajo producción: 3 (de 6 a 14, de 14 a 22 y de 22 a 6 h).
Tabla 3. Régimen de actividad.
3.3. CONTRATOS DE SUMINISTRO DE ENERGÍA
Se usarán las siguientes equivalencias energéticas:
Equivalencias entre magnitudes de energía
1 termia (ter) = 1 Mcal =1,1627 kWh
1 Tep = 11,627 MWh =10.000 ter
Tabla 4. Equivalencias magnitudes energía.

3.3.1. CONTRATO DE SUMINISTRO DE GAS. COND. PARTICULARES
El contrato de gas natural está realizado con la compañía Naturgas Energía. Se trata de una tarifa que
está definida siguiendo los parámetros de presión de servicio y consumo anual, según la normativa
vigente:
Peaje Tarifa de acceso
2 2.2
4 bar < Presión ≤ 60 bar 0,5
ñ
< Consumo anual ≤ 5
ñ
Tabla 5. Peaje y tarifa de acceso de contrato de gas.

3.3.2. PRECIO MEDIO DEL GAS.
El precio medio tomado para el coste €/kWh puede ser:
1. El tomado como la media de todos los precios mensuales resultado de dividir el importe pagado
cada mes (€) entre el consumo (kWh).
2. El considerado al sumar todos los importes pagados en el año (€) y todos los consumos (kWh) y
proceder a su división.
3. El resultado de hacer la media de ambos resultados.
Los importes resultantes son:
Modo de obtener precio medio de energía del gas €/kWh
1. Media de importe facturas mensuales / consumo mes 0,0321667
2. Suma importe factura anual / consumo anual 0,0312434
3. Media de ambos resultados 0,0317051
Tabla 6. Obtención del precio medio del gas.
Se debe observar que aunque a la hora de computar los importes en la factura habrá un término fijo a
aplicar según potencia y un término variable según la energía, con este cálculo lo que se consigue es
obtener un precio medio para poderlo aplicar a todo equipo que consuma y que al mismo tiempo lleve
aplicado implícitamente el coste del término fijo de potencia.
Se tomará el modo obtenido mediante (3), es decir que el precio medio del gas será:
0,0317051 €/kWh
Las condiciones particulares del contrato no se han podido ver dado que la empresa no ha facilitado una
copia.
3.3.3. CONTRATO DE SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Actualmente el mercado eléctrico está liberalizado para contratos en alta tensión desde 2.009, por lo que
existe la oportunidad de cotejar diversas alternativas a través de varias compañías comercializadoras. Para
poder cambiarse de contrato en alta tensión sin penalización debe establecerse el preaviso entre los 60
días previos a la resolución del contrato que puede tener duración anual o semestral, generalmente.

El contrato está hecho con Naturgas Energía. Según los datos proporcionados verbalmente, la línea es de
30 kV a través del transformador, de 1.000 kVA de potencia aparente y 19,2 A de intensidad.
Tarifa acceso alta tensión 6 períodos Grupo
Si cualquier potencia contratada
supera los 450 kW
6.1
1 kV < Tensión ≤ 36 kV
Tabla 7. Tarifa de acceso y grupo correspondiente de alta tensión.
Una observación a priori es que las 6 potencias contratadas son a 500 kW y en ningún dato de la potencia
registrada en los maxímetros mensuales a través de las facturas, se llega a ese valor, por lo que existe una
oportunidad de disminución de costes en las facturas, optimizando la potencia, como se desarrollará
posteriormente. Los períodos tarifarios se rigen por la ITC/2794/2007 y se muestran en el siguiente gráfico los
válidos para la península.
Fig. 1. Períodos tarifarios en la Península para tarifa de acceso 6.1.
3.3.4. PRECIO MEDIO DE LA ELECTRICIDAD.
El precio medio tomado para el coste €/kWh puede ser considerado al igual que en el gas. Por lo tanto los
importes resultantes son:
Modo de obtener precio medio de energía de la electricidad €/kWh
1. Media de importe facturas mensuales / consumo mes 0,0936417
2. Suma importe factura anual / consumo anual 0,0948527
3. Media de ambos resultados 0,0942472
Tabla 8. El precio medio de la electricidad.
Se tomará el modo obtenido mediante (3), es decir que el precio medio de la electricidad será:

0,0942472 €/kWh
donde se incluyen tanto los términos fijos como variables de la factura.
4. PROCESOS DE PRODUCCIÓN
4.1. MEMORIA DESCRIPTIVA DE LA PRODUCCIÓN
La fábrica consiste en un pabellón industrial con un anexo de oficinas. El edificio industrial consta de planta
primera y sótano y el anexo de oficinas consta de planta baja y planta primera. En ciertos documentos del
proyecto constructivo de la fábrica detallan la planta primera del taller como planta baja y la planta
sótano, como semisótano. Nosotros las describiremos como primeramente se han mencionado aquí.
La planta de estudio y su proceso de producción incluye células de trabajo. El inventario de máquinas de
producción de la fábrica se detalla en la tabla a continuación.
Tipo máquina Nº unidades
Curvadora 12
Abocardadora 10
Corte orbital 3
Robot de trabajo 4
Transfer 10
Prensa 9
Mesa 11
Gatzsch 1
Punteadora 4
Horno 2
Burger 1
Máq. Electroerosión 1
Rectificadora 1
Taladro 1
Sierra de cinta 1
Torno 1
Visión artificial 2
Fugómetro 1
Piscina 3
Compresor, con 3 ventiladores 2
Secador 2
Máq. reciclar agua: bomba recirculación de máquinas a torre 1
Termo 1
Bomba refrigeración máquinas 1
Torre de refrigeración con 1 ventilador y 1 bomba impulsión hacia la torre 1
Tabla 9. Inventario de máquinas de producción.

4.2. DIAGRAMA DE PROCESOS
El diagrama de procesos de la fábrica es el siguiente:

Entrada de
materiales:
Procesos: curvado, abocardado,
punteado, nervado, soldado,
rectificado, taladrado, serrado, etc.
Preparar para
envío a
tratamiento
superficial
Tratamiento
superficial
Verificación,
control
Salida a cliente

4.3. TECNOLOGÍAS HORIZONTALES O SERVICIOS
Red de aire comprimido: proceso en máquinas
Red de combustible (gas natural), caldera, generador
Sistema eléctrico AT/BT: electricidad máquinas, iluminación
Red de agua: calefacción, refrigeración, ACS
4.4. LISTADO DE POTENCIAS INSTALADAS
4.4.1. LISTADO DE POTENCIAS INSTALADAS DE CONSUMO DE GAS NATURAL
Denominación
Potencia
(Kcal/h)
Potencia
(kW)
Caudal
(m3N/h)
Tubos radiantes (15)
AMBI RAD
31.900 x 15 = 478.500
555 nominal
616,67 total
56,15
Generador exotérmico
SCAME
212.497 247,13 25
Caldera YGNIS 77.000 89,55 9,06
Horno INSERTEC 6.880 8 0,81
TOTAL 774.877 899,63 91,02
PROYECTO INSTALACIÓN 849.845 988,37 100
Tabla 10. Potencias instaladas de gas natural.
4.4.2. LISTADO DE POTENCIAS INSTALADAS CON CONSUMO ELÉCTRICO
Nos hemos basado en medidas tomadas por fábrica si bien, hemos corregido las potencias suministradas
con un factor de potencia y hemos calculado la potencia total en base a las fracciones de tiempo de
trabajo con presión (70 %) y tiempo en espera (30 %) en la mayoría de las máquinas de producción. De
esta forma se obtiene la tabla siguiente. El detalle de construcción de la misma se ofrecerá en un anexo.
Todos los valores que aparecen en rojo son porque alguna de las máquinas se ha supuesto su potencia por
no tener datos.

Cant. Denominación Potencia kW
12 Curvadoras 112,10
10 Abocardadoras 63,61
3 Corte orbitales 9,18
4 Robots de trabajo 4,56
10 Transfers 117,48
9 Prensas 43,39
11 Mesas 21,98
1 Gatzsch 19,59
4 Punteadoras 4,01
2 Hornos 110,17
1 Burger 2
1 Máq. Electroerosión 1,93
1 Rectificadora 2
1 Taladro 1,50
1 Sierra de cinta 1,50
2 Tornos 4,93
1 Visión artificial 0,11
3 Fugómetros 12,77
2 Piscinas 0,04
2 Compresores, con 3 ventiladores 115,67
1 Secador 3,83
1 Máq. reciclar agua: bomba recirculación de máquinas a torre 1,70
2 Termos 4,2
1 Torre de refrigeración con 1 ventilador y 1 bomba impulsión desde la torre 6,51
1 Motor Bomba refrigeración máquinas 16,56
1 Alumbrado total: int. y ext. 17,51
1 Aparatos en enchufes 7,46
TOTAL 715,56
Tabla 11. Potencias instaladas de electricidad.

4.5. CURVAS DE CARGA DE COMBUSTIBLES Y CONSUMO ENERGÉTICO
El único combustible usado en la fábrica es gas natural.
4.5.1. CURVA DE CARGA TÉRMICA (EN CONSUMO DE COMBUSTIBLE PRIMARIO)
Fig. 2. Curvas de carga de energía de gas (kWh).

Fig. 3. Curvas de carga de energía de gas (Tep).
Fig. 4. Bloques de carga de energía de gas.

4.5.2. DESGLOSE DE CONSUMO ENERGÍA ANUAL GAS

Fig. 5. Diagrama de sectores de gasto de energía anual de gas.
4.5.3. GRÁFICO CONSUMO GAS Y GASTO MENSUALES

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

4.5.4. TENDENCIA DEL CONSUMO ENERGÉTICO DE GAS Y DEL GASTO CALCULADOS POR REGRESIÓN LINEAL
Fig. 7. Tendencia del consumo energético y del gasto de gas mediante regresión lineal.
4.5.5. TENDENCIA DE LOS PRECIOS MEDIOS POR kWh DE ENERGÍA EN GAS POR REGRESIÓN LINEAL
Fig. 8. Tendencia de los precios medios por kWh de energía en gas.

A continuación vamos a extraer unas interesantes conclusiones respecto al consumo anual de gas y el
gasto realizado a través de las dos regresiones lineales de la figura anterior. También analizaremos el coste
por kWh. Analizaremos la situación inicial (enero 2010) y final (diciembre de 2010) para observar el
comportamiento de los costes y consumos. También pondremos al lado los valores reales.
Tendencia de consumo y gasto de gas anual
Mes
Consumo gas
real (kWh/año)
Consumo gas
reg. lineal
(kWh/año)
Gasto gas
real (€/año)
Gasto gas reg.
lineal (€/año)
Coste real
(€/kWh)
Coste reg.
lineal (€/kWh)
Enero 2010 152.146,0 133.598,0 4.149,36 3.852,5 0,0272722 0,0294000
Diciembre
2010
145.529,0 104.479,6 4.497,49 3.585,9 0,0273744 0,0360000
Disminución
%
21,8
Disminución
%
6,9
Aumento
%
22,4
Tabla 12. Tendencia de consumo y gasto de gas anual.
En la tabla anterior se desprende un dato muy interesante: se ha producido una disminución del consumo
de gas siguiendo la regresión lineal del 21,8 %, mientras que el gasto anual siguiendo la otra regresión solo
ha sido del 6,9 %. Por otra parte, la regresión lineal de los costes por kWh nos hace ver que han aumentado
un 22,4 %. Esto indica que a pesar de que durante ese ejercicio se tendió a bajar el consumo, no se
produjo una disminución pareja del gasto por el coste del gas. Se entiende que fue debido a un aumento
en los costes cargados en las facturas y se ve claramente.
Se va a resumir lo anterior de la siguiente forma:
Aunque el consumo de gas tiene una tendencia clara a disminuir, el gasto de gas por
año ha disminuido 3,16 veces menos (21,8 % / 6,9 %) y ello es debido a la tendencia al
aumento del precio por kWh que tiene una proyección de subida interanual del
22,4 %. Por lo tanto queda demostrado que el hecho de que EFM disminuya el
consumo energético en una cantidad determinada de kWh, no implica que la
disminución del coste anual vaya pareja. Y esto es debido al aumento progresivo de
los costes energéticos, que están al alza. De ahí la importancia de lograr disminuir el
coste de gas en base a lograr medidas de eficiencia energética encaminadas a
disminuir muchos kWh de energía consumida.

4.5.6. DESGLOSE DE PRECIOS, DE COSTES Y DE ENERGÍA CONSUMIDA POR LAS MÁQUINAS CONSUMIDORAS DE
GAS
AÑO
2.010
Días
Importe
pagado SIN
IVA (€)
TOTAL
Tubos
radiantes
Caldera
calefac.
Horno trat.
térm.
Generador
exotérmico
Generador
exotérmico
Precio
medio gas
(€/kWh)
Energía
(kWh/mes)
Energía
(kWh/mes)
Energía
(kWh/mes)
Energía
(kWh/mes)
Energía
(kWh/mes)
Energía
(kWh/hora)
ENERO 18 4.149,36 152.146 24.975 4.147 1.152 121.872 282,11 0,0272722
FEBRERO 20 4.204,52 153.593 22.200 4.607 1.280 125.506 261,47 0,0273744
MARZO 19 3.623,45 123.500 21.090 4.377 1.216 96.817 212,32 0,0293397
ABRIL 19 3.523,19 110.646 0 0 1.216 105.053 230,38 0,0318420
MAYO 21 3.752,75 121.193 0 0 1.344 115.011 228,20 0,0309651
JUNIO 22 3.909,18 119.848 0 0 1.408 113.372 214,72 0,0326178
JULIO 22 4.787,03 140.189 0 0 1.408 133.713 253,24 0,0341470
AGOSTO 8 1.360,70 28.701 0 0 512 26.346 137,22 0,0474094
SEPTIEMBRE 22 3.720,97 110.860 0 0 1.408 104.384 197,70 0,0335646
OCTUBRE 20 3.081,08 90.925 0 0 1.280 85.038 177,16 0,0338859
NOVIEMBRE 21 4.020,81 131.347 23.310 4.838 1.344 101.855 202,09 0,0306121
DICIEMBRE 18 4.497,49 145.529 24.975 4.147 1.152 115.255 266,79 0,0309044
TOTAL 230 44.630,53 1.428.477 116.550 22.115 14.720 1.244.222 218,13 0,0321667
MEDIA
Tabla 13. Desglose de consumos y costes de gas en las instalaciones. En amarillo: datos reales, en gris: datos estimados, en verde: totales, en azul: media de los
valores. Se han tomado 230 días de trabajo, con días de vacaciones en diciembre, enero, agosto y abril. En agosto se observó muy poco consumo, por lo
que se suponen más de 2 semanas de vacaciones.
4.5.7. POTENCIAS UNITARIAS DE LAS MÁQUINAS CONSUMIDORAS DE GAS
Viene el gas en la acometida de la ERM (estación de regulación y medida) a través de un cuarto
pequeño a 1,2 bar (distribución de media presión B, entre 0,4 y 5 bar). Tiene un regulador de marca DOVAL
160/G a 2,5 bar de presión manométrica, entrando a 16 bar para la fábrica (grupo 2, entre 4 y 60 bar). El
contador es de marca DELTA G/16 2040/25A4. El gas se usa fundamentalmente para el generador
exotérmico y para la caldera y en menor medida para el horno del tratamiento térmico.
El caudal nominal del gas natural en condiciones normales es de 100 para la instalación por diseño que
equivale a una potencia máxima de 988,37 kW de flujo de calor. De esta forma sabemos el PCI que se usó
para el cálculo en el proyecto era:

988,37
kJ
s
100
m N
h
1 h
3.600 s
35.581,32
m N
8.498,45
m N

Pensamos que ese valor es bajo para el PCI. Normalmente los proyectistas suelen emplear un valor inferior
cara a tener en cuenta necesidades futuras para así contar con una mayorada.
Nosotros consideraremos un valor ligeramente superior según nuestras propias referencias para el gas
natural, donde típicamente se toma:
38.310
m N
9.150
m N
Las diferentes potencias de gas proyectadas son:
Instalación Pot. unitaria (Kcal/h) Pot. unitaria (kW)
Tubo radiante AMBI RAD 15 x 31.900 = 478.500 15 x 37,10 = 556,50
Generador exotérmico SCAME 212.497 247,13
Caldera YGNIS 77.000 (77.744) (*) 89,55 (90,42) (*)
Cortina gas horno INSERTEC (2) 6.880 8,00
TOTAL 774.877 (775.621) (*) 901,18 (902,05) (*)
Tabla 14. Potencias unitarias de los distintos consumidores de gas. (*)
En la caldera se toman los valores en negro pues a través de la documentación hemos visto los dos valores.
Por lo tanto, no se llegará nunca con las instalaciones actuales a la potencia máxima nominal de diseño,
resultando un valor porcentual del 91,18 % respecto a dicha potencia, que representa un caudal de
91,18 .
Se plantea un coeficiente de simultaneidad según el proyecto de instalación del 75 %, que resulta ser de
675,89 kW ó 581.158 que equivalen a 68,38 .
La medición efectuada en el contador de la ERM por la empresa para el caudal en m3/min fue de 0,08, no
en condiciones normales. La medición efectuada el día de la visita arrojó un valor de 0,077 m3/min, valor
bastante cercano al medido anteriormente. Se debe de tener en cuenta que el día de la medida no
estaba arrancada la caldera, ni el horno ni los tubos radiantes. Finalmente se tomará como valor
redondeado el de 0,08 m3/min para esa medida.
Dado que el flujo volumétrico no estaba en condiciones normales, se determinará a continuación la
potencia calorífica por hora del generador exotérmico.

Partimos de la ecuación de los gases con el mismo nº molar, pues se trata del mismo gas. Entonces la
presión, el volumen y la temperatura con el subíndice 1 están relacionadas con las variables que tienen
condiciones normales (subíndice 0) de la siguiente forma:
Si en lugar de volúmenes, ponemos flujos volumétricos o caudales, el resultado de la ecuación no sufre
alteración. Entonces, despejando para , obtenemos el caudal en metros cúbicos normales por hora:
0,08
2,5 1,01325
1,01325
273
288
0,263
60
1
15,776
donde se han considerado las condiciones normales siguientes:
Condiciones normales clásicas
Presión Temperatura
1 atm (1,01325 bar) 0 ºC (273 K)
Tabla 15. Condiciones normales clásicas.
Téngase en cuenta que las nuevas recomendaciones de la IUPAC para condiciones normales han
cambiado y son las siguientes:
Condiciones normales actuales: dependen del experimento
Presión ambiental Temperatura ambiental
1 bar 25 ºC (298 K)
Tabla 16. Condiciones normales actuales.
La temperatura es la del ambiente. Se pueden considerar 25 ºC, aunque otros autores podrían tomar 20 ºC
e incluso en otras latitudes 15 o menos.
Recalculando la ecuación anterior, saldría:
17,383
Ante esta situación se decide seguir considerando las condiciones clásicas de temperatura y presión.
Como la potencia calorífica nominal es el producto del flujo volumétrico por el poder calorífico inferior
(PCI), tenemos:


El PCI depende de la composición química del gas natural. Varía ligeramente mes a mes, pero se puede
tomar como valor medio:
9.150
4,1868
1
1
1
1
3.600
10,641
kWh
Entonces:
15,776 10,641 167,87 kW
Es fácil llegar a que la energía es la potencia por el tiempo, por lo que en una hora, tenemos:
t 167,87 kWh
Por lo tanto, se comprueba que la energía consumida de gas natural varía según la presión manométrica
de la tubería, de la composición del gas natural y en menor medida de la temperatura, pues se supone
que el caudal de demanda del generador exotérmico es constante durante el tiempo de funcionamiento.
No obstante cuando se sobrepongan otros consumos, esto no será así, dado que entrarán a funcionar de
acuerdo a las necesidades momentáneas.
La potencia mínima calorífica será la del horno y el generador exotérmico que realizarán un servicio 5 días
por semana ininterrumpidamente durante los días de trabajo. Será de 219.377 o bien de 255,13 kW con
un flujo volumétrico de 25,809 0,43 , que representa el 28,28 % de la potencia total útil.
Con el dato del flujo, llegamos a que:
,
,
5,38 á é .
La media de la energía consumida por hora tomando los datos de los 12 meses y haciendo una estimación
es de 220,45 kWh. En resumen:
Potencia (kW) del generador exotérmico Scame
más el horno Insertec
Según proyecto Según medición
Según media por
consumo
255,13 167,87 220,45
Tabla 17. Potencia del conjunto generador exotérmico y horno.

4.5.8. DESCRIPCIÓN DE MÁQUINAS QUE USAN GAS NATURAL
4.5.8.1. GENERADOR EXOTÉRMICO SCAME TIPO “DRY LINE”
Se trata de un sistema generador por atmósfera inerte que permite el calentamiento de las piezas una vez
se le ha practicado alguna transformación (por ejemplo, una soldadura) con un quemador de seguridad.
Consta de un horno Insertec MCBA5025 por cortina de gas para el tratamiento térmico tanto en la entrada
como en la salida, es decir, con dos quemadores.
Según la información recibida, debe encenderse una hora antes para que esté en condiciones de trabajar
correctamente. No deben forzarse encendidos y apagados continuos ya que se corre el riesgo de
mayores mantenimientos y averías.
La relación definida entre aire/gas natural para la combustión es de 5,6:1 aproximadamente según la
información de la fábrica. La combustión actualmente es realizada mediante una mezcla de 14 % de gas
natural con un 82,5 % de aire en el interior del generador que representa una proporción de 5,9:1. Entre los
dos valores hay semejanza y ésa es la información referida que, contrastada, es parecida. El consumo es
constante y sin paradas, exceptuando la que se produce entre las 22:00 horas de los viernes y las 22:00
horas de los domingos. Aparte, 6 semanas está sin marcha: 2 semanas en Navidades, 2 en Semana Santa y
otras 2 en agosto.
Este horno tiene un catalizador de gases y teóricamente en la combustión solo aparece como producto
CO2, por lo que se supone que es así, dado que la emisión de gases se realizaría a la propia fábrica y serían
nocivos tanto los CO, los NOx como los derivados del azufre.
Los quemadores del horno para el tratamiento térmico siempre están encendidos. Según fábrica esto se
hace como precaución para que no exista la posibilidad de que se produzcan emisiones no controladas
de CO que pudieran ser muy peligrosas.
Vamos a suponer que la composición del gas natural viene de Argelia, con una composición centesimal
como sigue:

Composición centesimal del gas natural
91,3 % de metano 7,5 % de etano 0,9 % de propano 0,3 % de butano
1·12·0,913 = 10,956 g de C
4·1·0,913 = 3,652 g de H
2·12·0,075 = 1,8 g de C
6·1·0,075 = 0,45 g de H
3·12·0,009 = 0,324 g de C
8·1·0,009 = 0,072 g de H
4·12·0,003 = 0,144 g de C
10·1·0,003 = 0,03 g de H
Peso total C 13,224 g Peso total H2 4,204 g
Porcentaje de C 75,88 % Porcentaje de H2 24,12 %
Tabla 18. Composición del gas natural típico argelino.
Se ha tenido en cuenta:
PM (H) = 1 u -> masa molar del hidrógeno monoatómico = 1 g.
PM (C) = 12 u -> masa molar del carbono = 12 g.
Si en la reacción química solo existe vapor de agua y dióxido de carbono en los productos, con entrada
únicamente de oxígeno, resultaría la ecuación química balanceada siguiente:
CH4 + C2H6 + C3H8 + C4H10 + 17O2 ----------> 10CO2 + 14H2O
En esta ecuación no aparece el N2 del aire aunque existirá porque se supone que los catalizadores lo
eliminan antes de salir al exterior.
El aire mínimo para la combustión (estequiométrica) , se calcula mediante la siguiente ecuación:
2,67 0,8
0,3

Normalmente la reacción estequiométrica no es aconsejable pues puede dar origen a inquemados por no
haberse podido dar la combustión completa. En combustibles gaseosos, lo normal es que se dé un exceso
de aire entre el 0 y el 10 %. Consideraremos un 5 % de exceso de aire (n = 1,05), por lo que el aire real de la
combustión será:
Llegamos a obtener el valor del aire real de la combustión necesario para una combustión completa:
1,05
2,67 0,7588 0,8 0,2412
0,3
13,84

Ésta es en teoría la cantidad de volumen de aire necesaria en m3N por cada kg de combustible. Como en
la ecuación podemos sacar el peso total de 1 mol de gas natural, que es de 0,148 kg y el de 17 moles de
O2, que resulta de 0,544 kg (siendo el 23 % del aire), y sabiendo que el N2 pesa el 87,5 % del peso de un mol
de O2, se llega a:
0,544
0,23
0,544 0,875 0,544 2,138
Y como la densidad del aire es 1,18 kg/m³ (a 25 ºC), obtenemos dividiendo la masa ente la densidad, el
volumen, que es 1,811 m3N.
Por lo tanto, dividiendo esta cifra entre el peso de un mol de combustible se llega a:
1,811
0,148
12,24

Resulta una cantidad bastante similar a la anteriormente calculada teniendo en cuenta la aproximación a
la hora de efectuar los cálculos, por lo que damos buenos estos resultados y tenemos un entorno
aproximado de volumen de aire por kg de combustible:
12 14

Según EFM, el generador no puede pararse salvo los fines de semana. Aquí nos referiremos al apagado del
sistema intermitente, en caso de que pudiera hacerse y para eso se ofrece una tabla de ahorro
fraccionada en unidades para su valoración. En definitiva, si se observase que la producción de algún día
o de algunas horas no obligara al paso de piezas por el generador (es decir, sin contar el gasto del horno),
el ahorro sería el siguiente:
Ahorro posible en el generador y horno por parada
Energía por hora consumida (generador + horno) kWh Precio medio energía (€/kWh)
218,13 + 2,67 = 220,8 0,0321667
Fracción de tiempo
Ahorro emisiones CO2
Ahorro económico Ahorro energético
(t) (€) (kWh) (tep)
TOTAL por hora 0,051 7,10 220,8 0,02
TOTAL por día 1,21 170,46 5.299,2 0,46
TOTAL por 2 días parado por semana 2,43 340,92 10.598,4 0,91
TOTAL ANUAL, considerando solo
24 h/día · 2 días/semana · 46 semanas/año
223,23 15.682,32 487.526,4 41,93
Tabla 19. Ahorro posible en el generador y horno por parada.

Coste inversión Retorno de la inversión
0 € Inmediato
Tabla 20. Coste y retorno de la inversión.
Para el cálculo del ahorro las emisiones de CO2, se ha empleado:

247,13
38.310
m N
0,00645
m N 3.600
1
24
í
2
í
46
ñ
51.276,1
m N
ñ
Y sale de hacer la equivalencia siguiente: 1000 m3 GN = 2,1767 t de CO2.
No existe inversión, por lo que es ahorro puro. EFM lleva tiempo practicando la parada de fin de semana.
Lograr mayores paradas haría aumentar el ahorro. Con el cuadro anterior puede calcularse fácilmente y
comprobar si merece la pena o no frente a posibles averías por arranques y paradas con mayores
frecuencias.
4.5.8.2. CALEFACCIÓN POR CALDERA EN ZONA DE OFICINAS
La calefacción de las oficinas es por radiadores. Tienen termostato con programador de fin de semana. Se
recuerda que se debe programar, en caso de que no se haya hecho, los días festivos y períodos en los que
no haya trabajo. Es un olvido típico.
4.5.8.2.1. Datos técnicos de los radiadores
Existen 24 radiadores de diferentes potencias de la marca Roca PCCP sistema doble convector que
funcionan con el agua caliente de la caldera.
Radiadores en oficinas, nº, tipos y potencias
Tipo Nº Dimensiones (mm)
Uso
(h/año)
Potencia unitaria
(kW)
Potencia total
(kW)
1 1 1.500 x 600
9 h/día ·
5 días/semana ·
23 semana/año =
1.035
3,84 3,84
2 1 1.200 x 600 3,073 3,073
3 14 1.050 x 600 2,688 37,632
4 1 900 x 600 2,304 2,304
5 3 600 x 600 1,536 4,608
6 2 450 x 600 1,153 2,306
7 1 300 x 600 0,851 0,851
8 1 Panel 2.100 x 300 2,978 2,978
Total 57,592
Tabla 21. Potencia, nº y tipo y uso de radiadores.

4.5.8.2.2. Datos técnicos de la caldera y el quemador
Caldera: datos técnicos
Marca y modelo YGNIS PY-72
Potencia nominal 77.000 kcal/h = 89,55 kW
Potencia térmica útil 70.000 kcal/h = 81,41 kW
Rendimiento 91 %
Presión diseño 4 bar
Volumen agua 0,148 m3
Superficie calefactada 2,92 m2
Año 1.992
PCS gas natural 10.130 kcal/m3N = 42.412,3 kJ/m3N
PCI gas natural 9.458,3 kcal/m3N = 39.600 kJ/m3N
Régimen 4 horas en 96 días al año
Tabla 22. Datos técnicos de la caldera.
Quemador: datos técnicos
Marca y modelo JOANNES AZ-18 GAS
Potencia requerida (la nominal de la caldera) 77.000 kcal/h = 89,55 kW
Potencia mínima 85.656 kcal/h = 99,62 kW
Potencia máxima 144.738 kcal/h = 168,33 kW
Nº marchas
2 (suponemos 1ª marcha: 40 % potencia,
2ª marcha: 100 %)
Consumo eléctrico 0,76 kW
Tabla 23. Datos técnicos del quemador.
Las tuberías de conducción están calorifugadas.
4.5.8.2.3. Balance térmico en la caldera
Las necesidades actuales de la caldera se pueden sintetizar en el balance de calor en forma de potencias
caloríficas entre las pérdidas de calor globales a través de cerramientos y huecos y el calentamiento de
agua para los radiadores que tienen que ser iguales a la potencia de la caldera, que se resumen según:
é
Tenemos el dato de que se refiere a la potencia instalada total de la calefacción en las oficinas,
que se dimensionó según el cálculo de las pérdidas de calor por transmisión a través de los cerramientos y
huecos. Se supone que en el dimensionado se ha calculado con un factor de ponderación, entre otras
cosas, porque las marcas comerciales de radiadores no tienen la potencia exacta según las necesidades
por pérdidas de calor de los diferentes habitáculos.

Consideraremos que la potencia de los radiadores ha sido mayorada en un 5 % con respecto a las
pérdidas de calor globales. Por lo tanto:
é
1,05
54,850
é ∆
Calcularemos el caudal másico (volumétrico) de gas natural en las condiciones de trabajo normal.
De los datos de la caldera se desprende que:
89,55 39.600 0,91 ⇒
89,55
36.036
0,0025 0,15 3.456
ñ

Siendo el flujo volumétrico de gas natural necesario en la caldera para la potencia nominal, en
condiciones de máximo gasto, en la 2ª marcha del quemador.
Calculemos la potencia por calentamiento de agua en la caldera, suponiendo que trabaja al 40 % de su
potencia térmica útil, es decir, la suposición de fracción de potencia en 1ª marcha del quemador.
También supondremos que los radiadores trabajan al 40 % de su potencia total, por ejemplo, en un día no
muy frío.
% 89,55 0,4 35,82
% 57,592 0,4 23,04
% % % 35,82 23,04 12,78 kW
Asimismo calculamos lo mismo pero para el 100 %:
89,55 57,592 31,958 kW
Podremos calcular el flujo másico del agua en circuito cerrado a máxima potencia.
El calor específico del agua, tomando la media entre ambas temperaturas, la de retorno de 60 ºC y la de
calentamiento que se supone a 70 ºC, sería:

4,19
º

∆
31,958
kJ
s
4,19
º
70 60 º
0,763 45,76 45,76
Se han tenido en cuenta 16 medidas de la temperatura de impulsión de la bomba de la caldera y de la
temperatura de retorno (algunas de las cuales se ofrecen a continuación), que se chequearon en la
documentación presentada por EFM, donde el salto térmico medio era de t = 9,6 ≈ 10 º C. Este flujo
másico de agua circulante por las tuberías de los radiadores será el máximo pues aunque el quemador
tenga más potencia, no se demandará nunca más de la calculada.
4.5.8.2.4. Datos de los gases de la caldera
Del extracto de mediciones rutinarias por parte de la empresa de mantenimiento, resumimos algunos de
los datos recogidos.
Caldera (algunas mediciones efectuadas anteriormente)
Tª imp. (ºC) Tª ret. (ºC) Tª ext. (ºC)
Presión
circuito
(kg/cm2)
Tª humos
(ºC)
Cont. CO
(ppm)
Cont. CO2
(%)
Índice
opacidad
80 60 29,6 2,4 212,4 5 10,1 1
70 60 10,2 1,5 210,1 2 10 1
68 50 1 2 221,3 1 10,2 1
40 35 19 2,1 220,1 5 10,7 1
Tabla 24. Datos gases de la caldera medidos por empresa mantenimiento.
Nuestras mediciones fueron las siguientes:
Caldera (mediciones nuestras)
Tª amb.
(ºC)
Tª humos
(ºC)
Tª punto rocío
(ºC)
O2
(%)
CO
(ppm)
CO2
(%)
CO2 max.
(%)
NOx
(ppm)
Exceso
aire
Caudal bomba
(l/min)
Pérd. por
chimenea (%)
21,9 236,2 57,7 2,01 0 10,76 11,9 51 1,11 1,16 9,6
Tabla 25. Mediciones de la caldera efectuadas por nosotros.

Suponiendo que el salto térmico fuese de 10 ºC tal y como calculamos antes el flujo másico de agua
circulante, resultaría que la caldera estaría trabajando al 2,53 % de la potencia máxima, siendo
0,81 . Hay que notar que la caldera se encendió expresamente para tomar nosotros los datos.
4.5.8.2.5. Rendimiento de combustión de la caldera
Podemos obtener el rendimiento de la combustión de la caldera en tanto por ciento mediante la fórmula
experimental de Siegert:
100
donde:
o : es un coeficiente que en combustibles gaseosos toma un valor 0,40 ÷ 0,45. Se tomará 0,425.
o : temperatura de los humos (ºC).
o : temperatura ambiente (ºC).
o : porcentaje de CO2 en los humos.
Se obtiene:
100 0,425
236,2 21,9
10,76
91,54 %
Supongamos que ese rendimiento es el óptimo tras haberse realizado un ajuste en el quemador y que
anteriormente se tenían los valores de la 3ª línea de datos de la tabla 26 anterior como normales:
η 100 0,425
221,3 1
10,2
90,82 %
El valor del ajuste sería:
A
η η
η
0,0755
y el ahorro por unidades de combustible / año resultaría:
Ahorro A m 0,0755 3.456 260,83
m N
año
Ahorro ó A Q h ñ coste

Ahorro ó 0,0755 89,55 384 0,0317017 82,27 €.
Este dato se proporciona a la empresa como dato cuantitativo sobre el ahorro económico insignificante
en la caldera y es por ello por lo que no se ha considerado la incorporación de un economizador
precisamente porque la medida no resultaría económicamente acertada para una caldera tan antigua y
con poco gasto energético.
4.5.8.2.6. Rendimiento real de la caldera comparándolo con el rendimiento nominal
Con los datos extraídos de las mediciones se puede obtener la primera gran observación y es que los
valores de O2 y CO2 están dentro de lo normal y no existe presencia de CO. Además, a través de tablas
que relacionan la composición de los humos con su temperatura podemos llegar a establecer la densidad
y la potencia específica, interpolando. De esta forma obtenemos:
15,5 , 63,7
Entonces, tenemos el calor perdido por los gases de la combustión:
987
que representa un 10,8 % respecto al calor aportado por el PCI.
Estimando el resto de pérdidas como despreciable (radiación, etc.) obtenemos el rendimiento de la
caldera:
1 0,108 0,892 ⇒ 89,2 %
Como el rendimiento nominal de la caldera es del 91 %, vemos que el rendimiento real en condiciones
cuasi óptimas es de un 2,0 % menos, que, creemos, está en torno a lo tolerable.

4.5.8.2.7. Cálculo de transmisión de calor y potencia térmica en las oficinas
Hemos obtenido algunos datos del proyecto de calefacción proporcionados por la empresa. Tenemos las
áreas de intercambio de todos los cerramientos y la composición de los mismos. Por lo tanto podemos
obtener aproximadamente, y sin tener en cuenta factores ponderativos, dado que no vamos a realizar un
cálculo intensivo como el del proyectista, la transmisión de calor en las oficinas.
Para ello, suponemos que la temperatura entre todas las dependencias de las oficinas es igual, por lo que
no habrá transmisión de calor entre los distintos locales. La transmisión de calor será:
 hacia el exterior por los laterales del muro MURO2.
 hacia el exterior por el techo exterior SOF-E.
 hacia el interior del taller mediante el techo entre plantas SOF-I.
El diseño para el cálculo de la calefacción se hizo siguiendo los siguientes parámetros:
Datos diseño calefacción
Temperatura
exterior
(ºC)
Temp. interior
(ºC)
Temp. terreno
(ºC)
Temp. invierno int.
(ºC)
Tª verano int.
(ºC)
Humedad relativa
(%)
Altitud sobre
nivel del mar
(m)
-1
Taller: 18
Oficinas: 22
8 20 26 Invierno: 81 Verano: 46 45
Tabla 26. Datos diseño calefacción.
Para las oficinas tenemos el cerramiento llamado MURO2 (muro bloque simple) que es el que tiene
contacto perimetral con el aire exterior. Aunque el DB HE 1 del CTE no está contemplado para edificios
industriales sí se tendrá en cuenta la definición de envolvente y dado que en este caso en el recinto de las
oficinas no existen locales no calefactados (salvo los baños, cálculo que se desprecia) existe una clara
justificación del empleo del cálculo de la transmisión de calor exclusivamente al paramento exterior, hacia
la planta de abajo o hacia el techo exterior, pues los pavimentos entre plantas (PAV-I) y los divisores de la
oficina (DI-10) se suponen comprendidos dentro de la envolvente. El fin de este pequeño cálculo es una
aproximación para comparar la transmisión de calor con la potencia instalada de radiadores en las
oficinas. Vamos a considerar también la transmisión por las ventanas mientras que ignoraremos las de las
puertas, pues no sabemos qué puertas dan al exterior y será una cantidad despreciable.
Vamos a recalcular la transmitancia térmica:

Fig. 9. Capas del cerramiento Muro 2.
El proyecto de calefacción se realizó con la antigua normativa NBE-CT/79, ya que el CTE empezó a entrar
en vigor después del 2.005. Ahora los coeficientes superficiales de resistencia térmica en contacto con aire
hi y he tienen otros valores. En concreto, en la figura del programa anterior (Termical) se calcula la
transmitancia térmica con los valores en azul, mientras que los valores en rojo son los especificados en el
proyecto original:
Proyecto con Termical Proyecto original
1/he = Rse = 0,04 (m2K/W) 1/hi = Rsi = 0,1 (m2K/W) 1/he = Rse = 0,043 (m2K/W) 1/hi = Rsi = 0,123 (m2K/W)
he = 25 (W/m2K) hi = 10 (W/m2K) he = 23,26 (W/m2K) hi = 8,14 (W/m2K)
Tabla 27. Diferencia de coeficientes de película entre el proyecto y la normativa actual.
Cabe decir que existe una pequeña variación en el cálculo de la transmitancia térmica si en el programa
se entra con los datos del proyecto original. En concreto, para el cerramiento MURO2, las diferencias
considerando en ambos casos los valores en rojo de la tabla 24 para la transmitancia térmica son:

Transmitancia térmica para el cerramiento MURO2 con los datos del proyecto
U (W/m2K) calculado U (W/m2K) proyecto de la empresa
1,656 1,739
Tabla 28. Transmitancia térmica calculada y la obtenida en el proyecto.
La transmitancia térmica debe calcularse como se ha especificado y da el valor señalado en azul en caso
de que optaremos por esos coeficientes. Además, la forma de calcular la transmitancia para este caso, no
ha sufrido modificación al variar la normativa de cálculo.
De las ecuaciones, se sabe que la transmisión de calor para paredes planas en régimen estacionario, es:

y que el coeficiente global de transmisión o transmitancia térmica es:
1
1
∑
1

Vamos a calcular la transmitancia del cerramiento para probar el cálculo del programa:
1
0,04
0,02
1,4
0,2
0,56
0,02
0,3
0,1
1,7298
Queda comprobado que el programa calcula bien la transmitancia térmica.
El tipo de ventana en las oficinas es VENT2, que tiene las siguientes características:
Características ventanas VENT2 según proyecto
Medidas
Transmitancia k
del hueco
Área (m2) Cristal Posición Espesor Tipo
1,4 x 1,6 3,29 1,10 72 % N 6 mm
Doble hoja
con cámara
de aire
Tabla 29. Datos de ventanas de oficinas. Los datos en rojo han sido inventados pues los desconocemos y no son necesarios para el cálculo.
Nos dan la transmitancia total del hueco, que como se sabe es:
1
donde UH es la transmitancia total, FM es el cociente entre el área ocupada por el marco entre el área total
del hueco, UV es la transmitancia del cristal y UM, la del marco. Se considerará la transmitancia k del hueco
del proyecto la considerada como UH.

Las áreas totales son:
Áreas totales cerramientos y huecos Área oficinas generales Área ignorada
Cerramiento
MURO2 (m2)
Ventanas
VENT2 (m2)
Techo exterior
SOF-E (m2)
Techo entre plantas
SOF-I (m2)
Incluye planta baja y primera
con vestíbulo y aseos
300 (pl. baja) 321 (1ª pl.) (m2)
Puertas
PUE1 (m2)
429,26 55 313,47 978,27 621 16,8
Tabla 30. Áreas totales y área ignorada.
Los huecos (ventanas y puertas) representan el 14,33 % del total de áreas, donde se ha ignorado el 3,35 %
del total correspondiente a puertas, la mayoría, interiores.
 Pérdidas de calor por transmisión a través del cerramiento exterior MURO2.
429,26 1,7298 22 1 17.078,3
 Pérdidas de calor por transmisión a través de las ventanas VENT2.
55 3,29 22 1 4.161,85
 Pérdidas de calor por transmisión a través del techo exterior SOF-E.
313,47 0,933 22 1 6.726,8
 Pérdidas de calor por transmisión a través del techo entre plantas SOF-I.
Consideramos el taller a t = 10 ºC, en condiciones de baja temperatura, para situarnos en el peor escenario
para las cargas térmicas.
978,27 1,980 22 10 23.243,7
Por lo tanto, bajo las hipótesis enunciadas reductoras, la transmisión de calor total es de:
51,666
 Pérdidas de calor por entradas de aire.
Deberemos incluir las pérdidas de calor por ventilación e infiltración. Se tomará:
con:

á ,
Es decir, el caudal de aire será el mayor entre el de infiltración y el de ventilación. Nosotros consideraremos
para este cálculo el de ventilación (manual) solamente, por apertura de puertas y ventanas.
Sabiendo además que:
1,25
º

Vamos a considerar una renovación por hora de 1,5 , es decir, cada 40 minutos por lo que para
seguridad y confort, se tiene un caudal de ventilación de:
1,5 641 3 2.563,4
m
h
que equivale a:
2.563,4 1,25 22 1
3.600
23,04
Se han considerado que existen 3 m. en las oficinas de la planta baja y de la 1ª.
Ahora deberemos considerar las ganancias de calor debidas a las cargas por ocupación, iluminación y
otros componentes. En calefacción no se consideran cargas radiantes solares ni otras similares.
 Ganancia de calor por transmisión por ocupantes.
Consideraremos una carga media por ocupante 139 . Entonces:
á 35 139 4.865
 Ganancia de calor por transmisión por iluminación.
En las oficinas existen 240 fluorescentes de 18 W con reactancias magnéticas en grupos de 3 en 3, algunas
de las cuales se usan poco o nada. Vamos a despreciar unas 50 fluorescentes por ese motivo. Además,
añadiremos el factor 1,25 por tratarse de fluorescentes con reactancias. Como son de reactancia y
cebador, tomaremos unas pérdidas de 4 W por lámpara por lo que la potencia real será de 22 W por el
conjunto unitario.

Entonces:
240 50 22 1,25 5.225
Existe otra forma de calcular la ganancia por iluminación y es multiplicar la potencia luminosa por metro
cuadrado por el área del local (y en este caso por el factor 1,25 también). En este caso no se contempla
de esta forma, pues tenemos datos de la iluminación existente.
 Ganancia de calor por otros equipos.
Pueden existir varios equipos de oficina, pero los más típicos son los ordenadores y fotocopiadoras.
Teniendo en cuenta que el calor desprendido por un ordenador puede ser de unos 250 W, y el de una
fotocopiadora de unos 1.250, podemos obtener:
250 10 1.250 4 7.500
 Suplementos.
En cálculo de cargas térmicas se toman los siguientes suplementos agrupados según:
1
donde:
o es el suplemento por orientación norte.
o es el suplemento por interrupción del servicio de calefacción.
Este factor se multiplica al conjunto de pérdidas de carga. Se tomará 1,01.
Veamos la contabilidad de pérdidas y ganancias de calor:
Pérdidas y ganancias de transmisión de calor en las oficinas
Pérdida por cerramiento MURO2 17,08 Ganancias por ocupantes 4,87
Pérdida por ventanas VENT2 4,16 Ganancias por iluminación 5,23
Pérdidas por techo exterior SOF-E 6,73 Ganancias por otros equipos 7,50
Pérdidas por techo entre plantas SOF-I 23,24
Pérdidas por entrada de aire 23,04
Total pérdidas 74,25
Total pérdidas con suplementos , Total ganancias ,
Total potencia calorífica necesaria para calefacción ,
Tabla 31. Potencia calorífica necesaria para calefacción en oficinas.

La potencia instalada en los radiadores es de 57,592 , que representa el 0,3 % más respecto a la
potencia calculada por el balance térmico de pérdidas de calor (hacia el exterior) y ganancias (hacia el
interior) de las oficinas. Obsérvese que aunque el cálculo ha sido general para el conjunto de las oficinas,
esto es coherente con el hecho de considerar que no existe transmisión térmica entre los distintos locales
de las oficinas por suponerse a la misma temperatura en régimen estacionario. Así, los tabiques de
separación es como si no existieran a efectos térmicos en este cálculo para las oficinas. Podemos
considerar que el cálculo es bastante aproximado a la realidad y que las necesidades de ventilación son
suficientes. En la realidad sí existirá una pequeña transmisión térmica hacia el taller, por estar a menor
temperatura, que no se ha tenido en cuenta.
Obsérvese que lo ideal sería contar entre 4-8 renovaciones hora para las oficinas. Sin embargo, si
calculamos para n = 6 renovaciones/hora, las necesidades en potencia serían por pérdidas de entrada de
aire de:
92,14 20,47
Por lo que el total de potencia necesaria para hacer frente a las necesidades térmicas sería de:
127,70 57,21
Es decir, 2,24 veces más, siendo motivo suficiente para reducir las renovaciones de aire en invierno siempre
que se pueda y ajustarlas a lo aquí descrito que hacen coincidir con la potencia instalada en radiadores.
4.5.8.3. CALEFACCIÓN POR TUBO RADIANTE EN ZONA DE PRODUCCIÓN
La fábrica cuenta con 15 tubos radiantes que suelen ponerse desde octubre hasta marzo, y durante un
rato al día, sobre unas 2,5 horas entre los meses de diciembre y enero, y durante 2 horas los meses de
octubre, febrero y marzo. Estos tubos radiantes de calefacción son de la marca AMBI RAD AR35/UT de
37 kW.

Tubos radiantes
nº 15
Potencia nominal unitaria (kW) 37
Potencia nominal total Pn (kW) 555
Rendimiento  0,90
Potencia real total
Pt = Pn/
616,67
Potencia real unitaria ventilador 0,118 kW
Potencia real total ventilador 1,77 kW
Caudal gas natural unitario (m3N/h) 3,36
Caudal gas natural total (m3N/h) 50,4
Régimen 2 horas entre noviembre y marzo
Tabla 32. Tubos radiantes.
El consumo de energía para calefacción por tubo radiante se halla multiplicando la potencia real total
(kW) por el régimen de horas de cada mes por el nº de días trabajados. Se ha supuesto que todos los tubos
se encienden durante ese régimen. Este consumo energético se desglosará en el apartado 4.5.6.
Gasto tubos radiantes
Tubos
radiantes
Potencia
nominal
(kW)
Potencia
real (kW)
Uso (h/año)
Consumo
(kWh) por año
Precio medio del gas
(€/kWh), según
apartado 4.3.2
Gasto (€)
por año
15 37 41,11
2,5 h/día · 36 días/año
+ 2 h/día · 60 días/año
= 210
129.496,5 0,0317051 4.105,70
Gasto ventiladores
Ventiladores
Potencia
nominal
(kW)
Potencia
real (kW)
Uso (h/año)
Consumo
(kWh) por año
Precio medio de la
electricidad (€/kWh),
según apartado 4.3.4
Gasto (€)
por año
15 0,1 0,118 210 371,7 0,0942472 35,03
Gasto total (€) 4.140,73
Tabla 33. Gasto tubos radiantes y ventiladores de impulsión.
4.5.8.3.1. Cálculo de transmisión de calor y potencia térmica en el taller
Al igual que se hizo con el cálculo de la transmisión de calor en las oficinas, vamos a determinar las cargas
térmicas y potencia para el taller.
A efectos prácticos vamos a considerar la temperatura del taller ti = 18 ºC, en lugar de 22 ºC. Esto viola
parcialmente lo comentado sobre la envolvente, ya que habría transmisión de calor de las oficinas al taller.
Esa transmisión se ha despreciado en el cálculo anterior de las oficinas.

Áreas de los cerramientos y huecos del taller
Pared/hueco MURO2 (muros) MURO2 (solera) CUBI3 (cubierta) VENT1 (ventanas) PUE1 (puertas)
Área (m2) 1.169,10 2.503 2.503 285 100 (despreciable)
Tabla 34. Áreas de los cerramientos y huecos del taller.
El tipo de ventana es VENT1, que tiene las siguientes características:
Características ventanas VENT1 según proyecto
Medidas
Transmitancia k
del hueco
Área (m2) Cristal Posición Espesor Tipo
1,5 x 1,5 3,65 2,25 80 % N 6 mm
Doble hoja
con cámara
de aire
Tabla 35. Datos de ventanas de taller. Los datos en rojo han sido inventados pues los desconocemos y no son necesarios para el cálculo.
 Pérdidas de calor por transmisión a través del cerramiento exterior MURO2.
1.169,10 1,7298 18 1 38.424
 Pérdidas de calor por transmisión a través de la solera por MURO2.
2.503 1,7298 18 8 43.297
Nota: no se calcula la parte del cerramiento MURO2 de la solera siguiendo el Documento Básico HE 1 del
CTE, porque se toma como cerramiento normal. Sin embargo, sí se ha tenido en cuenta la temperatura del
terreno para la solera.
 Pérdidas de calor por transmisión a través de las ventanas VENT1.
285 3,65 18 1 19.765
Nuevamente se ha considerado la transmitancia K del hueco referida del proyecto a la transmitancia del
hueco UH, según la nomenclatura del CTE, que se definió en la sección anterior.
 Pérdidas de calor por transmisión a través de la cubierta CUBI3.
2.503
1
0,04
0,008
58
0,1
18 1 339.359

 Pérdidas de calor por entradas de aire.
Consideraremos una renovación por hora de 1,7 , es decir cada 35 minutos y medio, un poco mayor a
la de las oficinas, y también será por ventilación manual.
Supondremos que el caudal de infiltraciones es menor que el de ventilación, por lo que se considerará éste
último para el caudal del aire.
Deberemos incluir las pérdidas de calor por ventilación e infiltración. Se tomará:
1,7 4.500 8 61.200
m
h
Que equivale a:
61.200 1,25 18 1
3.600
403,75
 Ganancia de calor por transmisión por ocupantes.
Consideraremos una carga media por ocupante 164 , superior al del personal de oficina.
Entonces:
á 45 164 7.380
 Ganancia de calor por transmisión por iluminación.
En el taller existen:
– 86 lámparas de descarga de vapor de mercurio de 400 W, con pérdidas estimadas de 21 W, de lo
que resulta una potencia real de 421 W.
– 207 lámparas fluorescentes, de las que.
 unas 30 son con balastros electrónicos y una potencia media de unos 40 W de lámpara,
con pérdidas de 1 W, potencia total 41 W (hay mezcla entre potencia de lámpara de 42 W
y de 35 W). Hay 5 de ellas que son de diodos leds.
 luego 175 serán de 58 W de lámpara, con pérdida de unos 10 W, con lo que la potencia
real es de 68 W, ya que existen 2 fluorescentes de 20 W en la sala de calderas.

Además, añadiremos el factor 1,25 por tratarse de fluorescentes con reactancias a estas últimas pero no a
las otras. Entonces:
86 421 30 41 177 68 1,25 52.481
 Ganancia de calor por otros equipos.
En este caso tendremos máquinas y motores. Para saber la ganancia de calor de un motor, se puede
hacer un cálculo rápido sabiendo donde se encuentran máquina y motor, donde P es la potencia y  el
rendimiento del motor:
- si máquina y motor están dentro del taller:
- si la máquina está dentro y el motor fuera:
- si máquina y motor están en el exterior: 1
En este caso todas las máquinas y motores se encuentran dentro del taller, excepto el motor y la bomba
de retorno del agua a la torre, la bomba de refrigeración hacia las máquinas y el 2º compresor de reserva
que no cuentan, aparte de la torre de refrigeración con su bomba, como es obvio.
En total suman 619,93 kW de potencia P para todos los equipos. Aplicaremos un factor de simultaneidad
de 0,8 pues no todas las máquinas-motores funcionarán a la vez.
Entonces, usando nuevamente 1,01, tenemos:
619.930 0,8 495.944
La contabilidad de pérdidas y ganancias de calor es:
Pérdidas y ganancias de transmisión de calor en taller
Pérdida por cerramiento
MURO2
38,42
Ganancias por
ocupantes
7,38
Pérdidas por solera MURO2 43,30
Ganancias por
iluminación
52,48
Pérdida por ventanas VENT1 19,77
Ganancias por otros
equipos
495,94
Pérdidas por cubierta
CUBI3
339,36
Pérdidas por entrada
de aire
403,75
Total pérdidas 804,60
Total pérdidas con
suplementos
, Total ganancias ,
Total potencia calorífica necesaria para calefacción ,
Tabla 36. Potencia calorífica necesaria para calefacción en taller.

La potencia real de los tubos radiantes es de 616,67 kW, que supone un 107,5 % más de la potencia
necesaria, si bien solo se usa unas 2 horas al día.
4.6. CURVAS DE CARGA DE ELECTRICIDAD Y CONSUMO ENERGÉTICO
4.6.1. CURVA DE CARGA ELÉCTRICA (EN CONSUMO DE COMBUSTIBLE PRIMARIO)
Fig. 10. Curvas de carga desglosada de energía eléctrica.
Fig. 11. Curvas de carga total de energía eléctrica (Tep).

Fig. 12. Bloques de carga de energía eléctrica.
4.6.2. DESGLOSE DE CONSUMO ENERGÍA ANUAL ELÉCTRICA
Fig. 13. Diagrama de sectores de gasto de energía anual de gas.

4.6.3. GRÁFICO CONSUMO ELECTRICIDAD Y GASTO MENSUALES
Fig. 14. Consumo y gasto (sin IVA) mensuales de gas.
4.6.4. TENDENCIA DEL CONSUMO ENERGÉTICO DE GAS Y DEL GASTO CALCULADOS POR REGRESIÓN LINEAL
Fig. 15. Tendencia del consumo energético y del gasto de gas mediante regresión lineal.

4.6.5. TENDENCIA DE LOS PRECIOS MEDIOS POR kWh DE ENERGÍA EN ELECTRICIDAD CALCULADOS POR
REGRESIÓN LINEAL
Fig. 16. Tendencia de los precios medios por kWh de energía en gas.
A continuación vamos a extraer unas interesantes conclusiones respecto al consumo anual de electricidad
y el gasto realizado a través de las dos regresiones lineales de la figura anterior. También analizaremos el
coste por kWh. Analizaremos la situación inicial (enero 2010) y final (diciembre de 2010) para observar el
comportamiento de los costes y consumos. También pondremos al lado los valores reales.
Tendencia de consumo y gasto de electricidad anual
Mes
Consumo elect.
real (kWh/año)
Consumo elect.
reg. lineal
(kWh/año)
Gasto elect.
real (€/año)
Gasto elect.
reg. lineal
(€/año)
Coste real
(€/kWh)
Coste reg.
lineal (€/kWh)
Enero 2010 166.550,0 177.897,9 18.913,91 18.576,3 0,0272722 0,1039
Diciembre
2010
126.749,0 155.137,8 14.424,25 13.013,7 0,0273744 0,0852
Disminución
%
12,8
Disminución
%
29,9
Disminución
%
18,0
Tabla 37. Tendencia de consumo y gasto de electricidad anual.
En la tabla anterior se desprende un dato muy interesante: se ha producido una disminución del consumo
de electricidad siguiendo la regresión lineal del 12,8 %, mientras que el gasto anual siguiendo la otra

regresión ha sido del 29,9 %. Por otra parte, la regresión lineal de los costes por kWh ha hecho disminuirlos
en un 18,0 % a lo largo del año. Se va a resumir lo anterior de la siguiente forma:
El consumo de electricidad tiene una tendencia clara a disminuir y el gasto de
electricidad por año ha disminuido 2,33 veces respecto al consumo (29,9 % / 12,8 %) y
ello es debido a la tendencia de disminución del precio por kWh que tiene una
proyección de bajada interanual del 18,0 % y ello a pesar de mantenerse los precios.
La explicación se debe a la interacción de los diferentes períodos tarifarios en cada
cargo en factura y de la tendencia de la fábrica a ir rebajando el coste en base a
haber usado precios de períodos más bajos. Aunque EFM no haya hecho de forma
intencionada el uso de sus máquinas e instalaciones eléctricas en los períodos más
ventajosos en coste, sí se refleja esa tendencia.

4.6.6. DESGLOSE DE PRECIOS Y COSTES Y DE LA ENERGÍA CONSUMIDA POR LAS MÁQUINAS CONSUMIDORAS DE
ELECTRICIDAD
AÑO2010
DÍASPORMES
Importe
pagado
sin IVA(€)
Energía consumida
Precio
medio elect.
(€/kWh)
Tep por
mes
kWh por mes
TOTAL TOTAL
12
Curva-
doras
10
Abocar-
dadoras
10
Transfers
9 Prensas Gatzsch 11 Mesas 2 Hornos
2
Compre-
sores +
vent.
Otros
ENE 18 18.913,91 14,32 166.550 21.187 12.022 22.204 8.201 3.703 4.154 47.593 21.862 15.062 0,1135630
FEB 20 19.435,74 14,53 168.897 23.541 13.358 24.671 9.112 4.114 4.616 52.882 24.291 16.736 0,1150745
MAR 19 16.392,71 16,01 186.167 22.364 12.690 23.437 8.656 3.908 4.385 50.238 23.076 15.899 0,0880538
ABR 19 14.144,93 14,61 169.860 22.364 12.690 23.437 8.656 3.908 4.385 50.238 23.076 15.899 0,0832740
MAY 21 18.376,79 15,81 183.768 24.718 14.026 25.904 9.567 4.320 4.847 55.526 25.505 17.572 0,1000000
JUN 22 18.058,31 15,33 178.228 25.895 14.694 27.138 10.023 4.525 5.077 58.170 26.720 18.409 0,1013214
JUL 22 20.900,06 16,92 196.736 25.895 14.694 27.138 10.023 4.525 5.077 58.170 26.720 18.409 0,1062340
AGO 8 6.452,53 6,86 79.773 9.416 5.343 9.868 3.645 1.646 1.846 21.153 9.716 6.694 0,0808861
SEP 22 14.682,79 15,62 181.608 25.895 14.694 27.138 10.023 4.525 5.077 58.170 26.720 18.409 0,0808488
OCT 20 12.557,64 14,40 167.442 23.541 13.358 24.671 9.112 4.114 4.616 52.882 24.291 16.736 0,0749970
NOV 21 15.196,48 16,55 192.437 24.718 14.026 25.904 9.567 4.320 4.847 55.526 25.505 17.572 0,0789686
DIC 18 14.424,25 10,90 126.749 21.187 12.022 22.204 8.201 3.703 4.154 47.593 21.862 15.062 0,1138017
TOT. 230 189.536,14 171,86 1.998.215 270.722 153.618 283.714 104.787 47.310 53.082 608.138 279.343 192.458 0,0936417
Potencia (kW) 715,56 112,10 63,61 117,48 43,39 19,59 21,98 110,17 115,67 111,57 MEDIA
Simultaneidad (%) ----- 75 75 75 75 75 75 100 75 75
Nº horas/día ----- 14 14 14 14 14 14 24 14 10
Energía realmente consumida
(kWh por mes)
1.998.215
Precio medio 1
(€/kWh)
0,0936417
Energía calculada por los datos
establecidos (kWh por mes)
1.993.172
Precio medio 2
(€/kWh)
0,0948527
Diferencia (kWh por mes) 5.043
Precio medio 3 tomado
(€/kWh)
0,0942453
Tabla 38. Desglose de consumos y costes de electricidad en las instalaciones. Se han tomado 230 días de trabajo, con días de vacaciones en diciembre, enero, agosto
y abril. En agosto se observó muy poco consumo, por lo que se suponen más de 2 semanas de vacaciones.

4.6.7. POTENCIAS UNITARIAS DE LAS MÁQUINAS CONSUMIDORAS DE ELECTRICIDAD
En el apartado anterior hemos resumido las potencias eléctricas por grupos de máquinas aparte de la
energía. A continuación extraeremos un diagrama de sectores para contemplar el porcentaje de
potencia instalada por cada grupo diferenciado.
Fig. 17. Potencia eléctrica de los distintos grupos (en %).
4.6.8. DESCRIPCIÓN DE MÁQUINAS Y SISTEMAS QUE USAN ELECTRICIDAD
4.6.8.1. MÁQUINAS DE PRODUCCIÓN ESPECÍFICAS
Todas las máquinas de producción altamente específicas para la fábrica como prensas,
abocardadoras, transfers, etc. no serán analizadas ni descritas pues no es del alcance de esta
auditoría ni tenemos datos suficientes para poder efectuar ningún análisis. Además, las pautas de
funcionamiento, puesta en marcha, revisiones y mantenimientos son muy exclusivas adecuándose al
nivel de producción.
No obstante se reflejarán algunos consejos, que no medidas, encaminadas a mejorar el ahorro
energético en cuanto a la sustitución de bombas, ventiladores y motores y la posible incorporación de
variadores de velocidad.

4.6.8.2. TORRE DE REFRIGERACIÓN
Referimos los datos de la torre de refrigeración, a continuación.
Torre de refrigeración, datos técnicos
Marca y modelo Intercal JMP-4, ref. P-980.311
Ventilador Siemens, modelo ¿?
Potencia 0,74 kW
Caudal 16.000 m3/h
Bomba retorno horno a torre Marca ¿?, modelo M-50
Potencia 1,10 kW
Caudal 16.000 m3/h
Nº vueltas 3.000 rpm
Bomba impulsión torre a horno Pedrollo F32/200B
Potencia 5,5 kW
Punto óptimo de operación Q = 23,7 m3/h, H = 41 m
Alturas H entre 36 y 52 m
Nº vueltas n = 2.900 rpm
Caudal máximo 30 m3/h, a H = 36 m y 
Tabla 39. Datos técnicos de la torre de refrigeración.
Posteriormente se estudiará la bomba de impulsión de la torre al horno Insertec, dado que de los otros
componentes, faltan datos para poder realizar un estudio.
4.6.8.3. MOTORES ELÉCTRICOS.
4.6.8.3.1. Eficiencia de motores eléctricos
Los motores usan el 40 % de la electricidad del mundo, del 60 a 70 % en el sector industrial, y entre el 30 y 40
% en el sector de servicios. De toda la energía eléctrica que usan los motores, alrededor del 90 % la utilizan
los motores de inducción de corriente alterna entre 0,75 y 200 kW. Si estos motores fueran un poco más
eficientes, las emisiones de CO2 se recortarían drásticamente y las empresas ahorrarían mucho dinero. Es
por ello que los organismos internacionales están adoptando nuevas normativas para reducir el consumo
eléctrico mediante la introducción de motores cada vez más eficientes.
Comparándolos con otras máquinas, los motores eléctricos son bastante eficientes. Un motor de alta
eficiencia de 90 kW convierte un 95% de la energía que utiliza en trabajo útil. Un motor de coche solo utiliza

de forma eficiente un 40 - 45%. Pero el gran número de motores instalados implica que unos cambios
pequeños en eficiencia, supongan una gran diferencia. Además, las nuevas normativas desarrolladas
hacen que el cálculo del rendimiento de un motor con los procedimientos anteriores fuese superior a los
registrados con los nuevos procedimientos. Ello quiere decir que ese rendimiento de un motor antiguo está
basado en una ponderación sobre la realidad.
Fig. 18. Grado de eficiencia según potencia y rendimiento, según Acuerdo Voluntario Europeo.
4.6.8.3.2. Tolerancia del rendimiento de un motor
Además se tiene que tener en cuenta la tolerancia del rendimiento nominal de un motor nuevo. En el caso
de un motor normal, dicha tolerancia es del 15 % marcado por IEC. Marcas comerciales de amplia
presencia en el mercado como ABB tienen esa tolerancia fijada en el 5 %, es decir un tercio menor. Se
supone que siempre el margen de tolerancia está fijado por debajo del valor nominal, es decir, que un
motor puede presentar cualquier valor entre el nominal y el mínimo del margen de tolerancia.

100
100

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

15
100
100 92 1,2 ⇒ í 92 1,2 90,8
Por lo que el rendimiento real de nuevo estará entre 90,8 ÷ 92, mientras que para un motor de una casa
importante, estaría entre 91,6 ÷ 92. De ahí que a la hora de comprar un motor nuevo se debe tener en
cuenta también este factor. Ninguna casa de motores puede asegurar al 100 % el rendimiento nominal
exacto de su motor.
Los cálculos sobre la eficiencia y la tolerancia entre motores deben calcularse por separado y una vez
obtenidos los retornos de la inversión, tomar una decisión en base al ahorro logrado y el tiempo.
4.6.8.3.3. Legislación sobre desaparición de motores de baja eficiencia y plazos
Según la legislación, a partir del 16 de junio de 2011 será de obligado cumplimiento para motores de
puesta en circulación entre 0,75 kW y 375 kW una clasificación mínima IE2. Por tanto, todos los motores que
sean EFF3, EFF2 ó IE1 en esos rangos de potencia, no se podrán comprar nuevos si se averían quedando
prohibida su venta dentro de Europa cumpliendo la Directiva 2005/32/CE (y también la Directiva
2009/125/CE - Ecodiseño). A partir de ese momento, los nuevos motores en Europa no llevarán la marca
EFF, sino IE.
Además el calendario incluye:
 A partir del 1 de Enero de 2015 el rendimiento mínimo de los motores de 7,5 a 375 kW será el IE3.
 A partir del 1 de enero 2017 la obligación del IE3 se extenderá también a los motores de 0,75 kW
a 5,5 kW.

Fig. 19. Comparación eficiencia de motores entre normativas.

4.6.8.3.4. Rebobinado de motores: un ahorro aparente
¿Qué ocurre cuando se lleva un motor a rebobinar?
1. Pueden poner hilo de cobre de peor calidad que el original.
2. Puede que por error o descuido pongan alguna espira de menos al bobinar.
3. El motor sufre una “agresión” con disolventes para poder desbobinar pero ataca también al
aislamiento de la chapa.
4. ¿Lo bobinarán a mano en lugar de a máquina?
En definitiva, en el bobinado, perderá rendimiento, que puede ser mayor del 1 % respecto al original de
fábrica. A efectos prácticos se tomará de media 0,75 % por cada uno de ellos para computar la caída de
rendimiento. Por lo tanto, a la hora de evaluar motores viejos, se debe tener en cuenta que los
rendimientos nominales de nuevo en la placa de características no serán los reales de trabajo actuales,
como antes de comentó.
Por ejemplo, si tenemos un motor con un rendimiento del 91,7 % nominal que ha sufrido 2 averías durante
su servicio y un bobinado, la caída del rendimiento estimado sería:
91,7 2 0,5 0,75 89,95 %

Pero como existe la tolerancia del rendimiento y éste era un motor normal, calculamos el margen de
tolerancia respecto al nominal, que será el máximo:

15
100
100 91,7 1,245 ⇒ í 91,7 1,245 90,455
Por lo tanto:
90,455 2 0,5 0,75 88,705 %
El motor estará con un rendimiento entre 88,71 ÷ 89,95 %. Si queremos tomar la media de ambos valores de
la tolerancia como el valor para cálculo, quedará:
89,33 %
Obsérvese que este rendimiento supone una merma de casi el 2,6 % respecto al valor nominal inicial.
Entonces se va a la ecuación del ahorro que está en el apartado de recomendaciones donde se ofrece
una mejora genérica para toma de decisiones en la compra de un motor, se calcula dicho ahorro y
también el tiempo de retorno en base a la metodología descrita allí y es fácil conocer si sale o no rentable
cambiar el motor pues puede resultar más caro mantenerlo en su estado. Un ejemplo práctico basado en
un estudio real para bobinados es el siguiente:
Motor de 75 kW y 4 polos, servicio 8 h durante 230 días a 0,0942453 €/kWh
Tipo Rebobinado motor bajo rendimiento Nuevo motor alto rendimiento
Rendimiento (%) 91,6 / con caída de 1,1 = 90,5 94,0 %
Potencia red (kW) 81,88 / con caída de 1,1 % = 82,87 79,79
Coste/Precio (€) Coste rebobinado: 1.348 € Precio motor nuevo: 3.110 €
Costos / ahorros
(€)
Incremento costes operación anual
pérdida 1,1 % rendimiento:
(82,87 - 81,88) kW · 0,0942453 €/kWh · 24
h/día · 230 días = 515,03
Ahorro en costes operación anual
aumento 2,6 % rendimiento:
(82,87 – 79,79) kW · 0,0942453 €/kWh · 24
h/día · 230 días = 1.602,32
Ahorro total (€)
Ahorro por mejor rendimiento del nuevo + disminución coste por pérdida del viejo:
1.602,32 + 513,03 = 2.115,35
Ahorro (€/h) 2.115,35 / (8 · 230) = 1,14965
Ahorro (€/año) 1,14965 · 8 · 230 = 2.115,36
Coste total en
1 año (€)
1.348 + 515,03 = 1.863,03 3.110 – 1.602,32 = 1.507,68
Amortización
motor nuevo
1 año = 8 · 230 = 1.840 h
3.110 € / 1,14965 €/h = 2.705 h =
1,47 años = 1 año y medio aprox.
Tabla 40. Ejemplo de estudio de ahorro en un motor nuevo frente a otro con caída de rendimientos por rebobinados.

4.6.8.3.5. Variadores de velocidad o frecuencia en motores eléctricos
 Ventajas del variador de velocidad.
1. Ahorro en potencia reactiva.
2. Ahorro en potencia activa.
3. Ahorro en mantenimiento.
4. Ahorro en tiempo de instalación.
5. La inversión inicial se recupera rápidamente.
6. Evita los golpes de ariete, la sobrepresión y la cavitación en equipos hidráulicos,
extendiendo la vida útil de los equipos y la instalación.
7. Operaciones más suaves.
8. Control del par motor (torque o momento).
9. Control de la aceleración.
10. Distintas velocidades de operación para cada fase del proceso.
11. Compensación de variables en procesos no constantes.
12. Permitir operaciones lentas para fines de ajuste o prueba.
13. Ajuste de la tasa de producción.
14. Permitir el posicionamiento de alta precisión.
Las cargas en un motor pueden ser:
– Cargas de par variable.
– Cargas de par constante.
– Cargas de potencia constante.
Se emplea fundamentalmente en ventiladores y equipos de aire acondicionado, equipos de bombeo,
bandas y transportadores industriales, elevadores, llenadoras, tornos y fresadoras, entre otros, si bien, podría
decirse que en bombas y ventiladores el ahorro es más inmediato, dado que el motor no deberá consumir
una energía no aprovechada aún con la estrangulación de una válvula y porque la disminución en las
curvas es más notoria en estos dispositivos.

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