Distritos energéticos industriales: Análisissobre el impacto en la eficiencia energéticaglobal 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)

Descripción de la empresa

GRACETALES LTDA es un organización dedicada a la fabricación y comercializaciónde aceites y grasas vegetales comestibles, ubicada en la ciudad de Barranquilla. Seencuentra dividida en dos secciones productivas: Refinería y Empaques. La primeratiene como función la refinación de la palma cruda y la soya cruda, la segunda seencarga del llenado de los mismos con los productos procesados en la refinería.

Diagrama energético productivo

Diagrama energético productivo

Caracterización energéticaGestión Energética en Gracetales.

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

Potencial ahorro de gas natural y electricidad.

Energía Eléctrica

Potencial de Ahorro Mensual14%-106.082 kWh/mes – $ 25.035.417

Gas Natural

Potencial de Ahorro Mensual20% - 186.633 m3/mes – $70.920.717

Potencial de

ahorro Estadístico

.

Medidas identificadasSistema de Refrigeración

• Separar tanque de agua de suministro de agua fría yretorno en compresores de winterización y efectuartratamiento de aguas y limpieza del sistema.

• Separar enfriamiento de aceite sección de llenado conun 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 poraislamiento 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.

Descripción del sistema degeneración de vapor

RESUMEN DE LAS MEDIDAS APLICADASHASTA 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%

Sistema de medición

Resultados obtenidosPortador Gas Natural

-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

en

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08

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.-08

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09

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9abr.

-09

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.-0

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en

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10

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10

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0abr.

-10

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.-1

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-10

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.-10

en

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11

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1ago.-

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oct.

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12

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2abr.

-12

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e.-

13

feb.-

13

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3

En

erg

ia (

m3

)

Fecha

Gráfico de Tendencias de Consumo Gas Natural Mensual

Consumoacumulado 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

Portador Energía Eléctrica

Plan de mejoramientoenergético 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%.

Resultados

Evaluación anual yahorros 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

Evaluación anual yahorros 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

Plan de mejoramientoenergético 2016

Distrito energéticoindustrial.

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

Marco regulatorio

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

Sistemas de cogeneración

Figura 1. Sistema de cogeneración.

Sistemas de trigeneración

Figura 2. Sistema de trigeneración.

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 estáentre 4.4% y 6.3%.

Figura 3. Perfiles hora-hora de consumo eléctrico para cuatro meses diferentes en el mismo año.

Condiciones del distrito energético.El pico más alto para el consumo térmico mensual fue de 17054 MWht y elpromedio fue de 14850 MWht.

Figura 4. Perfil de demanda energética.

Potencial de cogeneración y/otrigeneración.

A partir de aquí se analizan distintas configuraciones de cogeneración ytrigeneración para este estudio.

Figura 5. Índice energético. Relación consumo térmico y eléctrico.

Alternativas evaluadas y escenariosLos 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.

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.

Simulación de las máquinas térmicas propuestas.

El software de simulación permitió obtener una estimación aproximada de lacantidad 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

técnicaSimulación Error

Ficha

técnicaSimulación 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

técnicaSimulación Error

Ficha

técnicaSimulación 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]

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®.

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®.

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 costosaproximados 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.

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).

Análisis de costos• Auto-suficiencia eléctrica y venta de excedentes:

Regular GenerationTri-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).

Conclusiones• Auto-suficiencia eléctrica.

• Auto-suficiencia eléctrica y venta de excedentes a la red pública.

• Auto-suficiencia eléctrica y venta de excedentes al distrito.

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”

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.

¡Gracias!