Distritos energéticos industriales, con un análisis sobre el impacto en la eficiencia energética global y la competitividad empresarial

1. Distritos energéticos industriales: Análisis
sobre el impacto en la eficiencia energética
global y la competitividad empresarial.
Ing. Lesmes Corredor, Ph. D. (Universidad del Norte – Grupo
de investigación UREMA – Categoría A1 Colciencias)
Ing. José Avendaño (Gracetales LTDA.)
José Calle, Fabrizio Llinás, Rafael Percy, Robert Bello, Adalberto Salazar, Jesus Villoria, Carlos Silva
(Estudiantes de Ingeniería Mecánica - Universidad del Norte)

2. Descripción de la empresa
GRACETALES LTDA es un organización dedicada a la fabricación y comercialización
de aceites y grasas vegetales comestibles, ubicada en la ciudad de Barranquilla. Se
encuentra dividida en dos secciones productivas: Refinería y Empaques. La primera
tiene como función la refinación de la palma cruda y la soya cruda, la segunda se
encarga del llenado de los mismos con los productos procesados en la refinería.

4. Diagrama energético productivo

5. Diagrama energético productivo

6. Caracterización energética
Gestión Energética en Gracetales.
En la mayoría de las empresas y en especial en aquellas en las que el costo de la
energía suponga un porcentaje importante de los costos de explotación y venta,
cabe plantearse un sistema de gestión energética, conducente a una optimización
en el uso eficiente de la energía, justificado por su rentabilidad en la reducción de
los costos energéticos.

12. Potencial ahorro de gas natural
y electricidad.
Energía Eléctrica
Potencial de Ahorro Mensual
14%-106.082 kWh/mes – $ 25.035.417
Gas Natural
Potencial de Ahorro Mensual
20% - 186.633 m3/mes – $70.920.717
Potencial
de
ahorro
Estadístico
.

13. Medidas identificadas
Sistema de Refrigeración
• Separar tanque de agua de suministro de agua fría y
retorno en compresores de winterización y efectuar
tratamiento de aguas y limpieza del sistema.
• Separar enfriamiento de aceite sección de llenado con
un sistema independiente de enfriamiento.
• Optimizar el COP de compresores de Winterización.
Sistema Eléctrico
• Reducir carga eléctrica por iluminación.
• Sustitución de Motores Estándar por Motores de Alta
Eficiencia.
• Uso de variadores de velocidad y/o potencia.
Sistema de Aire Comprimido
• Disminución de la presión de Operación de
Compresores.
Sistema de Vapor y Gas Natural
• Recuperación de Pérdidas de calor por
aislamiento en tuberías y tanques
• Recuperación de Pérdidas por fugas de vapor
• Survey de Trampas de Vapor
• Disminución de la Presión de generación de
Vapor
• Control Automático de Purgas Calderas
• Control Automático de Combustión Calderas
• Variador de Velocidad en Uso de Blower
Calderas.
• Variador de Velocidad Bomba de alimentación
Calderas.
• Recuperación de Condensados.
• Aumento de temperatura de Agua de
Alimentación de a Caldera.

16. Descripción del sistema de
generación de vapor

17. RESUMEN DE LAS MEDIDAS APLICADAS
HASTA EL AÑO 2013 AL SISTEMA DE VAPOR
Y GAS NATURAL
• Recuperación de Pérdidas de calor por aislamiento en tuberías y tanques
• Recuperación de Pérdidas por fugas de vapor
• Survey de Trampas de Vapor
• Disminución de la Presión de generación de Vapor
• Control Automático de Combustión Calderas
• Uso de Variador de Velocidad en Blower Calderas.
• Uso de Variador de Velocidad en la Bomba de agua de alimentación de la Caldera.
• Recuperación de Condensados.
• Aumento de la temperatura del Agua de Alimentación de la Caldera.
• Reducción de purgas del 30% al 17%

18. Sistema de medición

19. Resultados obtenidos
Portador Gas Natural

20. -8.000.000
-7.000.000
-6.000.000
-5.000.000
-4.000.000
-3.000.000
-2.000.000
-1.000.000
0
1.000.000
ene.-08
feb.-08
mar.-08
abr.-08
may.-08
jun.-08
jul.-08
ago.-08
sep.-08
oct.-08
nov.-08
dic.-08
ene.-09
feb.-09
mar.-09
abr.-09
may.-09
jun.-09
jul.-09
ago.-09
sep.-09
oct.-09
nov.-09
dic.-09
ene.-10
feb.-10
mar.-10
abr.-10
may.-10
jun.-10
jul.-10
ago.-10
sep.-10
oct.-10
nov.-10
dic.-10
ene.-11
feb.-11
mar.-11
abr.-11
may.-11
jun.-11
jul.-11
ago.-11
sep.-11
oct.-11
nov.-11
dic.-11
ene.-12
feb.-12
mar.-12
abr.-12
may.-12
jun.-12
jul.-12
ago.-12
sep.-12
oct.-12
nov.-12
dic.-12
ene.-13
feb.-13
mar.-13
Energia(m3)
Fecha
Gráfico de Tendencias de Consumo Gas Natural Mensual
Consumo
acumulado m3
10.455.710 m3 GN ahorrados
$ (4.334.731.392) millones de pesos ahorrados
19.677.018 millones de kg de CO2 dejados de emitir a la atmosfera

21. Portador Energía Eléctrica

23. Plan de mejoramiento
energético 2014
• Calidad agua de reposición (agua acueducto): dureza, sales disueltas,
parámetros variables.
• Pretratamiento existente en planta: Suavizador.
• Tratamiento Químico Convencional: 3 productos. Incompatibilidad y toxicidad.
• Alta conductividad en agua de caldera, formación de lodos.
• Alta Variabilidad operacional.
• Como consecuencia de todo lo anterior, Promedio de Purgas cercano al 17%.

24. Resultados

25. Evaluación anual y
ahorros obtenidos
DESCRIPCIÓN DEL AHORRO VALOR (COP)
Agua de purgas año 2014 $17.435.080,30
Energía Eléctrica por menos trabajo del motor de la
bomba de agua de alimentación de la caldera, año
2014
$2.236.925
Gas Natural, por menor cantidad de purgas de la
caldera, año 2014
$29.084.815
Cantidad de purgas ahorrada 4180 M³

26. Evaluación anual y
ahorros obtenidos
DESCRIPCIÓN DEL AHORRO VALOR (COP)
Agua de purgas año 2015 $36.541.440
Energía Eléctrica por menor trabajo del motor de la
bomba de agua de alimentación de la caldera, año
2015
$4.482.052
Gas Natural, por menor cantidad de purgas de la
caldera, año 2015
$68.175.310
Cantidad de purgas ahorrada 7930 M³

27. Plan de mejoramiento
energético 2016

30. Distrito energético
industrial.
Es un conjunto de empresas manufactureras, dentro de las cuales al menos una
tiene una intensidad eléctrica no superior al 20% de su demanda total. Esto le
permite aprovechar el calor residual de las máquinas térmicas para generación,
cubrir su consumo y exportar excedentes a las demás.

31. Marco regulatorio
La ley 1715 y las modificaciones al marco regulatorio derivadas de ella, abren un sin
numero de oportunidades para la industria colombiana.

32. Sistemas de cogeneración
Figura 1. Sistema de cogeneración.

33. Sistemas de trigeneración
Figura 2. Sistema de trigeneración.

34. Condiciones del distrito energético.
• El pico máximo de consumo observado de energía eléctrica fue de 1621 kWhe
mientras el promedio fue de 1125 kWhe. El consumo eléctrico total mensual está
entre 4.4% y 6.3%.
Figura 3. Perfiles hora-hora de consumo eléctrico para cuatro meses diferentes en el mismo año.

35. Condiciones del distrito energético.
El pico más alto para el consumo térmico mensual fue de 17054 MWht y el
promedio fue de 14850 MWht.
Figura 4. Perfil de demanda energética.

36. Potencial de cogeneración y/o
trigeneración.
A partir de aquí se analizan distintas configuraciones de cogeneración y
trigeneración para este estudio.
Figura 5. Índice energético. Relación consumo térmico y eléctrico.

37. Alternativas evaluadas y escenarios
Los escenarios propuestos por los autores fueron los siguientes:
• Auto-suficiencia eléctrica.
• Auto-suficiencia eléctrica y venta de excedentes a la red pública.
• Auto-suficiencia eléctrica y venta de excedentes al distrito.

38. Consideraciones
• Para efectos de la simulación, se asumió que la potencia eléctrica era
constante para una hora determinada.
• Para los cálculos de los equipos se tuvo en cuenta la conversión de
condiciones ISO a condiciones de la región.

39. Simulación de las máquinas térmicas
propuestas.
El software de simulación permitió obtener una estimación aproximada de la
cantidad de energía que se aprovecharía para la implementación de estos sistemas.
Los resultados se presentan a continuación:
SOLAR GAS TURBINES®
Potencia eléctrica (kW) Temperatura gases de escape (K)
Ficha
técnica
Simulación Error
Ficha
técnica
Simulación Error
Saturn® 20 1100 1160 5,455% 778,1 834,5 7,248%
Centaur® 50 4000 4028 0,700% 783,1 788,6 0,702%
Taurus™ 70 6600 6624 0,364% 778,1 746 -4,125%
MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA
Potencia eléctrica (kW) Temperatura gases de escape (K)
Ficha
técnica
Simulación Error
Ficha
técnica
Simulación Error
Cummins® 1000 1031 979,6 -4,985% 687 697,7 1,557%
Deutz® 1600 1555 1402 -9,839% 713 776,3 8,878%
Tabla 1. Comparación entre turbinas de gas reales y simuladas.
Fichas técnicas obtenidas de: [1], [2], [3]
Tabla 2. Comparación entre motores de combustión interna reales y
simulados. Fichas técnicas obtenidas de: [4], [5]

40. Simulaciones
Figura 6. Planta industrial con un sistema de trigeneración compuesto por: motor de combustion interna de 1.6MW (ISO) y equipo de
refrigeración por absorción de 296TR. Tomado de: Aspen Hysys®.

41. Simulaciones
Figura 7. Planta industrial con un sistema de trigeneración compuesto por: turbina de gas de 8MW (ISO) y equipo de
refrigeración por absorción de 501TR. Tomado de: Aspen Hysys®.

42. Costos del proyecto
• Teniendo en cuenta las dos máquinas térmicas propuestas, se establecieron los
costos iniciales y de mantenimiento de los equipos en función de su capacidad.
Además, se consideró la inflación del dólar hasta el presente año. Los costos
aproximados del proyecto se estimaron a partir de la siguiente información.
Costos aproximados motor de combustión interna
Capacidad [kW] 500 1000 3000
Costo del Proyecto
[$USD/kW]
1940 1640 1130
Costos de mantenimiento
[$USD/kWh]
0.016 0.013 0.01
Costos aproximados turbina de gas.
Capacidad [kW] 1000 5000 10000
Costo del Proyecto
[$USD/kW]
3324 1314 1298
Costos de mantenimiento
[$USD/kWh]
0.0111 0.0074 0.007
Tabla 3. Costos aproximados del proyecto para el motor de
combustión interna. Tomado de: Combined Heat and Power
Partnership, “Catalogue of CHP Technologies”, 2008.
Tabla 4. Costos aproximados del proyecto para la turbina de gas.
Tomado de: Combined Heat and Power Partnership, “Catalogue of
CHP Technologies”, 2008.

43. Análisis de costos
• Auto-suficiencia eléctrica:
Co-generation
Deutz® 1600
Tri-generation
Deutz® 1600
Tri-
generation
Saturn® 20
Additional Gas Consumption
[Nm3/month]
220392 205992 339840
Electrical Efficiency 38.81% 38.81% 23.53%
Recovered Heat [kW] 962 469.3 677
Refrigeration Max [kW] N/A 1041 1762
Aproximate Project Cost [k$USD] 4631 5085 7061
Potential Savings [k$USD/y] 547.7 308.3 258
Investment Return [years] 8.46 16.49 27.39
Internal Rate of Return [10 y] 5.93% -10.18% -19.28%
Tabla 5. Costos para el escenario de auto-suficiencia. Motor de combustión interna de 1MW (ISO) y 1.6MW
(ISO) y turbina a gas 1.2MW (ISO).

44. Análisis de costos
• Auto-suficiencia eléctrica y venta de excedentes:
Regular Generation
Tri-generation
Centaur® 50
Tri-generation
Taurus™ 70
Additional Gas Consumption
[Nm3/month]
984960 1520640
Electrical Output [kW] 3800 6600
Electrical Efficiency 28.57% 32%
Recovered Heat [kW] 4091 5942
Refrigeration Max[kW] 1762 1762
Revenue for Power Sale
[k$USD/y]
882 1789
Approximate Project Cost
[k$USD]
13106 19628
Potential Savings [k$USD/y] 497.56 738
Investment Return [years] 26.34 26.58
Internal Rate of Return -20.73% -21.69%
SEIDEE
Tri-
generation
Centaur® 50
Tri-
generation
Taurus™ 70
Revenue for Power Sale
[k$USD/y]
1587.8 3220
Potential Savings [k$USD/y] 1203.2 2170
Investment Return [years] 11.23 9.05
Internal Rate of Return -0.98% 3.57%
Tabla 6 y 7. Costos para el escenario de auto-suficiencia y venta de electricidad a la red y al distrito energético respectivamente. Turbinas
de gas de 4.6MW (ISO) y 8MW (ISO).

45. Conclusiones
• Auto-suficiencia eléctrica.
• Auto-suficiencia eléctrica y venta de excedentes a la red pública.
• Auto-suficiencia eléctrica y venta de excedentes al distrito.

46. El resumen de este proyecto ya fue aceptado por ASME y espera por
ser presentado en:
El nombre del artículo es: “INDUSTRIAL ENERGY DISTRICTS: IMPACT ANALYSIS
ON THE GLOBAL ENERGY EFFICIENCY AND BUSINESS COMPETITIVENESS”

47. Referencias
[1] Solar Turbines, “Centaur® 50 Gas Generator set”, 2013.
[2] Solar Turbines, “Saturn ® 20 Gas Generator set”, 2013.
[3] Solar Turbines, “Taurus™ 70 Gas Generator set”, 2013.
[4] Cummins Power Generation, “Cummins ® 1000 Generator Set Datasheet”, 2015.
[5] Deutz ®, “TCG 2020 The Gas Engine”, 2015.

48. ¡Gracias!