instituto tecnolÓgico y de estudlos

INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDlOS

SUPERIORES DE MONTERREY

CAMPUS MONTERRFY

DIVISIÓN DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURAPROGRAMA DE GRADUADOS EN INGENIERÍA

TECNOLÓGICODE MONTERREY

ADMINISTRACIÓN DE ENERGÍA ELECTRlCA ITESM,CAMPUS MONTERRFY

T E S I SPRESENTADA COMO REQUISITO PARCIAL

PARA OBTENER El GRADO ACADÉMICO DE:

MAESTRO EN CIENCIASESPECIALIDAD EN INGENIERÍA ENERGÉTICA

POR

RAFAEL PÉREZ LÁZARO

MONTERREY, N. L. MAYO DE 2005

INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE MONTERREY

CAMPUS MONTERREY

DIVISIÓN DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURAPROGRAMA DE GRADUADOS EN INGENIERÍA

Los miembros del comité de tesis recomendamos que el presente proyecto de tesispresentado por el Ing. Rafael Pérez Lázaro sea aceptado como requisito parcial paraobtener el grado académico de:

Maestro en CienciasEspecialidad en Ingeniería Energética

Comité de Tesis:

Dr. Armando Llamas TerrésAsesor

M.C. Jesús Antonio Baez MorenoSinodal

Aprobado:

Dr. Federico Viramontes BrownDirector del Programa de Graduados en Ingeniería

Mayo, 2005

M.C. Jorge Alberto de Los ReyesSinodal

DEDICATORIA

A Dios el Padre CelestialAl Hijo nuestro RedentorAl Eternal Consolador

Por permitirme la vida, salud y darme entendimiento para concluir esta etapa de mi vida

A mis Padres

Por todo su amor y comprensión en cada momento, por sus oraciones que siempre mefortalecieron

A mi esposa AzucenaPor su amor, paciencia y ayuda idónea

AGRADECIMIENTOS

Al Ing. Jesús Baez por su apoyo y dirección en este proyecto

Al Dr. Armando Llamas por su disposición

Al Ing. Jorge de los Reyes por su apoyo como sinodal

Al Ing. Raúl de Santiago por la confianza que me brindó

Al Ing. Marco Rodríguez por su apoyo

Al Ing. Felipe López por las facilidades para sobre llevar la carga de trabajo y lamaestría

Al Ing. Humberto Orozco por su tiempo y apoyo

Al Ing. Raúl Hurtado por sus consejos para la vida profesional

A mis compañeros:

Lulú, Nadhiely, Martha, Manuel, Ricardo, Lanz, Dante, Joel, Jorge Armando, Bernard,Aníbal, Adrián, JJ Flores, Luis por su amistad y compañerismo

CONTENIDO

Lista de Tablas iLista de Figuras iiIntroducción iii

1. Facturación de Energía Eléctrica CFE 1

1.1 Niveles de Tensión 11.2 Tarifas 11.3 Regiones 21.4 Períodos 31.5 Componentes de la Facturación 4

1.5.1 Cargo por Energía 41.5.2 Cargo por Demanda 41.5.3 Factor de Potencia 5

1.6 Facturación Total 6

2. Facturación Energía Eléctrica IBERDROLA 8

2.1 Reforma Energética 82.2 Componentes de la Facturación Energía Iberdrola Monterrey 9

2.2.1 Costo Fijo 92.2.2 Costo Variable 10

3. Detección de Áreas de Oportunidad Mediante Análisis de InformaciónHistórica 21

3.1 Panorama Actual 213.2 Comparativa del Costo Unitario de la Energía 243.3 Alternativas para Reducir el Costo Unitario de Energía Consumida

en Iberdrola 283.3.1 Mejorar el Factor de Carga 283.3.2 Contrato de Cobertura Gas Natural 293.3.3 Combinación de Factor de Carga y Precio del Gas 33

4. Alternativas para Reducir la Facturación de Energía Eléctrica 36

4.1 Autogeneración Utilizando Transferencia de Carga Suave 364.2 Almacén Térmico (Thermal Energy Stotage) 43

5. Casos de Estudio 47

1. Uso de Generador de Emergencia en Horario Punta para Reducirla Facturación de Energía Eléctrica 47

2. Reducción Consumo Eléctrico por Automatización y Control delSistema HVAC Edificio CEDES 52

3. Reducción Consumo Eléctrico por Sustitución de Equipos enSistema HVAC Edificio CEDES 58

CONCLUSIONES 65

RECOMENDACIONES 67

BIBLIOGRAFÍA 68

LISTA DE TABLAS

1.1 Período de horario de verano 31.2 Período fuera horario de verano 32.1 Resumen de cargos 123.1 Programa para estimar la facturación CFE 253.2 Comparativa costos energía CFE-IEM 263.3 Estimación de ahorro aumentando FC 10% 333.4 Estimación de ahorro aumentando FC 15% 343.5 Estimación de ahorro aumentando FC 10% y costo gas 5.5usd/mmbtu 355.1 Costo energía por período 495.2 Costo energía horario punta 505.3 Ahorros por generación en punta 505.4 Costo de energía propuesto por período 515.5 Desempeño energético enfriador 515.6 Ahorros 1000 TR 625.7 Ahorros a carga parcial 635.8 Ahorros pos sustitución de equipos 63

LISTA DE FIGURAS

1.1 Facturación de CFE tarifa HM 72.1 Cargo variable por operación y mantenimiento 132.2 Cargo variable por combustible 152.3 Cargo por arranque 152.4 Cargo por respaldo 162.5 Cargo por porteo CFE 172.6 Cargo o bonificación por UNUSED 182.7 Resumen de facturación 192.8 Ajuste de facturación 203.1 Perfil de consumo ITESM 213.2 Esquemático de circuitos del campus 223.3 Alimentación Cedes 233.4 Medición ITESM acometida Iberdrola 253.5 Esquema planta de ciclo combinado 273.6 Factores de carga reales y necesarios para operar 293.7 Precios reales y necesarios del gas natural 303.8 Costo de la energía en función del consumo y precio del gas 313.9 Proporción del combustible en el costo variable 323.10 Costo unitario de la energía aumentando FC 10% 333.11 Costo unitario de la energía aumentando FC 15% 343.12 Costo unitario de la energía aumentando FC 10%, precio gas fijo 354.1 Transferencia común 374.2 Voltaje en terminales durante la transición 384.3 Voltaje en transición cerrada 394.4 Transición con carga suave 404.5 Componentes de un sistema de arranque suave 424.6 Interface gráfica de usuario 424.7 Tanque de almacén para agua helada 444.8 Estrategia de almacenamiento parcial 454.9 Estrategia de almacenamiento total 465.1 Distribución de horas en los períodos 485.2 Distribución de la facturación 485.3 Distribución con autogeneración 515.4 Perfil consumo manejadoras 535.5 Perfil consumo enfriadores 555.6 Sistema de control unidades manejadoras 565.7 Sistema de control central agua helada edificio cedes 575.8 Demanda en generación de agua helada 585.9 Perfil consumo cedes 595.10 Plano de interconexión agua helada 605.11 Desempeño a cargas parciales 615.12 Perfil de temperatura exterior 65

INTRODUCCIÓN

En zonas de clima extremo aproximadamente el 70% del consumo de energía enedificios es para mantener climatizados los espacios. En el Campus Monterrey delITESM la proporción del costo de la energía eléctrica por concepto de operación delaire acondicionado representa hasta el 60% de la facturación en los meses de verano.Ante la creciente demanda de energía debida a los nuevos espacios en el campus y sunecesidad de acondicionarlos hacen prioritario para las autoridades financieras de lainstitución buscar la manera de reducir los costos debidos al suministro de energía

En la actualidad, una administración correcta de la energía eléctrica está íntimamenteligada al uso eficiente de la misma, para sostener e impulsar el desarrollo de cualquierpaís. El uso eficiente de este recurso energético impacta directamente sobre los costosde cualquier actividad vital a que se destine: producción de alimentos, crecimientoindustrial, creación de centros educativos, vivienda, servicios de salud pública y, engeneral, todo tipo de actividad productiva o social

A partir de las reformas hechas por el ejecutivo federal en 1992, la modificación delArtículo 3 no considera servicio público de energía eléctrica:

1. La generación de energía eléctrica para autoabastecimiento, cogeneración opequeña producción

2. La generación de energía eléctrica que realicen los productores independientespara su venta a la Comisión Federal de Electricidad

3. La generación de energía eléctrica para su exportación, derivada decogeneración, producción independiente y pequeña producción

4. La importación de energía eléctrica por parte de personas físicas o morales,destinadas exclusivamente al abastecimiento para usos propios

5. La generación de energía eléctrica destinada a uso en emergencias derivadas deinterrupciones en el servicio publico de energía eléctrica

En base al las modificaciones hechas al artículo 3 de la Ley del Servicio Público deEnergía Eléctrica, El Tecnológico de Monterrey, campus Monterrey cuenta a partir dejulio de 2003 con un suministrador de energía eléctrica adicional, Iberdrola EnergíaMonterrey S.A. de C.V. en la modalidad de Autoabastecimiento pero mantiene sucarga contratada con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en tarifa horariamedia tensión HM .

El estudio de administración de ambos contratos nos llevará a encontrar unadistribución de cargas óptimas en el tiempo, en el caso del contrato CFE se debenconsiderar las tarifas horarias de energía, demanda así como las penalizaciones porbajo factor de potencia serán variables a considerarse. El caso de Iberdrola EnergíaMonterrey, por ser una planta de ciclo combinado, donde el 70% de la energía seproduce por una turbina de gas, los principales factores serán el precio del gas natural[Usd/MMBTU] para el cargo por energía de parte del suministrador y el factor de carga

al que opera el Instituto dicha acometida el cual es determinante en el costo unitario dela energía

Las acciones para la reducción de la facturación final consideran las limitantesoperativas de la infraestructura actual y desarrolla los análisis necesarios para conocerel costo beneficio de futuras modificaciones encaminadas a conseguir el menor costode energía

Aparte de la administración de los contratos en si misma, el uso eficiente o racional dela energía eléctrica reflejará una reducción en los consumos y con ello la facturación porlo que tener un control estricto de las principales cargas como iluminación y aireacondicionado mediante procesos de automatización es primordial.

Se analizará el comportamiento de un edificio en particular del Instituto, el edificio delCentro de Estudios para el Desarrollo Sostenible (CEDES) en los meses cálidos conlos históricos de dos años para obtener el impacto del aire acondicionado en la cargatotal del sistema y estimar las reducciones que se pueden conseguir con laautomatización

Para detectar las áreas de oportunidad se obtendrán los análisis de perfiles dedemanda (resultados históricos) a partir de la información proporcionada por CFE , delsistema de medición en tiempo real en subestaciones secundarias y en la mediciónprincipal de Iberdrola

Debido a que el acondicionamiento de los espacios normalmente será una de lascargas mas importantes para el Instituto se analizarán alternativas de ahorro como losalmacenes de hielo (Ice Storage) y almacenes térmicos ( Thermal Storage) y el uso degeneradores de emergencia para cargas interrumpibles en horario punta como temasde para futuras investigaciones

Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey

Capitulo 1Facturación de Energía Eléctrica CFE

En este capitulo se mencionara el esquema de facturación de CFE haciendo énfasis enlas tarifas generales, la cual aplica en la mayoría de las industrias existentes. Lainformación presentada en este capitulo se obtuvo del sitio oficial de la ComisiónFederal de Electricidad: www.cfe.gob.mx

1.1 NIVELES DE TENSIÓN

La contratación del servicio de energía eléctrica puede ser en las siguientes tensionesde suministro:

• Baja tensión es el servicio que se suministra en niveles de tensión menores oiguales a 1.0 kV.

• Media tensión es el servicio que se suministra en niveles de tensión mayores a1.0 kV, pero menores o iguales a 35 kV.

• Alta tensión a nivel subtransmisión es el servicio que se suministra en niveles detensión mayores a 35 kV, pero menores a 220 kV.

• Alta tensión a nivel de transmisión es el servicio que se suministra en niveles detensión iguales o mayores a 220 kV.

1.2 TARIFAS

La facturación de la energía eléctrica vendida al usuario depende de la tarifa con la cualse haya establecido el contrato, las tarifas son:

Tarifas Específicas• Domésticas (1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E)• Servicio público (5 y 5A)• Agrícolas ( 9 y 9M) (6)• Temporal (7)

Tarifas Generales

• Baja tensión 2,3• Media tensión O-M, H-M y H-MC• Alta tensión H-S, HS-L, HT, HT-L

1


Tarifas de Respaldo

• Media tensión HM-R, HM-RF, HM-RM• Alta tensión HS-R, HS-RF, HS-RM, HT-R, HT-RF, HT-RM

Tarifas de servicio interrumpible

• Tarifa 1-15• Tarifa I-30

1.3 REGIONES

Para la aplicación de los cargos de las tarifas eléctricas con diferencias por región, seencuentran comprendidas por los siguientes municipios:

Región Baja California

Región Baja California Sur

Región Noroeste

Región Norte

Región Noreste• Todos los municipios de los estados de Nuevo León y Tamaulipas.

Región Central

Región Sur

Región Peninsular

Región Sinaloa

Región Sonora

Distrito Federal

Guadalajara

Monterrey• Municipios del estado de Nuevo León: Monterrey, Guadalupe, Santa Catarina,

General Escobedo, Apodaca, Juárez, García, San Nicolás de los Garza y SanPedro Garza García.

2

Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey 3_

1.4 PERIODOS

La CFE ha definido cuatro diferentes períodos, los cuales aplican para cada una de lasregiones tarifarias mencionadas para distintas temporadas del año. Esto es para cadatarifa y por cada región existen diferentes temporadas durante el año y períodos duranteel día. Los cuatro períodos definidos por CFE son:

• Período base• Período Intermedio• Período semi-punta• Período punta

A continuación se muestra la que aplicaría para el área metropolitana de Monterrey

Regiones Central, Noreste. Norte y Sur

Del primer domingo de abril al sábado anterior al último domingo de octubre

Día de la semana

Lunes a viernes

SábadoDomingo y festivo

JBase

0:00 - 6:00

|0:00 - 7:00(0:00-19:00

Intermedio6:00 - 20:0022:00 - 24:007:00 -24:0019:00-24:00

Punta

20:00 - 22:00

Tabla 1.1 Períodos horario verano

Del último domingo de octubre al sábado anterior al primer domingo de abril

Día de la semana

Lunes a viernes

Sábado

Domingo y festivo

Base (intermedio

0:00 - 6:00

0:00 - 8:00

0:00-18:00

6:00-18:0022:00 - 24:008:00-19:0021:00-24:0018:00-24:00

Punta

18:00-22:00

19:00-21:00

Tabla 1.2 Periodos fuera horario verano


1.5 COMPONENTES DE LA FACTURACIÓN1.5.1 Cargo por Energía

Es el cargo por consumo (KWh) durante un período de facturación, se calcula la energíaconsumida en cada uno de los periodos y se multiplica por el costo establecido paradicho periodo. El cargo por energía se calcula como sigue:

x$P (1 .1)

El mayor costo de la energía es en el período punta y disminuye para el intermedio ybase respectivamente, de tal suerte que se puede decir:

4) p ¿>^> J> j > J> g

1.5.2 Cargo por Demanda

En los esquemas de tarifa horaria no solo se cobra el consumo de energía (KWh),existe una componente por la demanda consumida (KW) y esta puede llegar a tener unpeso muy importante dentro de la facturación total

Al igual que en el cargo por energía, la demanda se mide para cada uno de losperíodos de donde se toma la demanda máxima utilizando el concepto de ventanarolada. La ventana rolada consiste en obtener la demanda promedio de cada cincominutos, el cual se promedia con los dos períodos de cinco minutos anteriores paraobtener un intervalo básico de demanda de 15 minutos, este procedimiento se repitetranscurridos cinco minutos tomando el periodo actual y los dos periodos mas recientes

El propósito del intervalo de demanda rolada es el prevenir que el usuario se puedasincronizar con CFE y ocultar demandas altas. Además el uso de la ventana roladasignifica que la demanda máxima que se tomará en cuenta para algún período no serála demanda máxima momentánea que se pudiera tener, sino el promedio del intervalode 15 minutos usado por CFE

Demanda facturableLa demanda facturable se define como se establece a continuación:

DF = DP + FRI x max (DI - DP.O) + FRB x max (DB - DPI.O) (1.2)

Donde:

DP: demanda máxima medida en el periodo de puntaDI: demanda máxima medida en el periodo intermedioDB: demanda máxima medida en el periodo de baseDPI: demanda máxima medida en los periodos de punta e intermedio

4


FRI y FRB: factores de reducción que tendrán los siguientes valores, dependiendo de laregión tarifaria:

Región FRI FRBNoreste 0.300 0.150

En las fórmulas que definen las demandas facturables, el símbolo "max" significamáximo, es decir, que cuando la diferencia de demandas entre paréntesis sea negativa,ésta tomará el valor cero.

Las demandas máximas medidas en los distintos periodos se determinaránmensualmente por medio de instrumentos de medición, que indican la demanda mediaen kW, durante cualquier intervalo de 15 minutos del periodo en el cual el consumo deenergía eléctrica sea mayor que en cualquier otro intervalo de 15 minutos en el periodocorrespondiente.

Finalmente el cargo por demanda (CD) se calcula como:

CD = DFx$DF (1.3)

Donde $DF es el costo en pesos por cada KW de demanda

1.5.3 FACTOR DE POTENCIA

Otro cargo que puede llegar a ser un porcentaje muy importante de la facturación totalentregada por CFE es el cargo o bonificación por factor de potencia obtenido por elusuario durante el período de facturación.

El factor de potencia es calculado por CFE utilizando las cantidades totales de energíareal y energía reactiva durante el período el cual se calcula como sigue:

FP= , =xlQQ (1.4)

De esta ecuación de puede observar que el factor de potencia visto por CFE es el factorde potencia promedio durante el mes facturado


Dentro de la sumatoria de energía reactiva KVArh no se incluyen los de adelanto que sehayan tenido durante el mes, es decir el usuario no recibe ningún beneficio si decideoperar en un factor de potencia adelantado durante el mes.

Una vez calculado el factor de potencia se procede a calcular la bonificación o recargoque se aplicará al usuario. En el diario Oficial de la Federación, del dia 15 de Noviembrede 1996, se estipula que si el factor de potencia es menor al 90%, el porcentaje derecargo se calculará utilizando la siguiente fórmula:

%Rec = -5 FP

xlOO% (1.5)

Para un factor de potencia mayor o igual al 90% se aplicará la siguiente ecuación paracalcular el porcentaje de bonificación

%Bon = -4 FP

xlOO% (1.6)

El porcentaje obtenido, ya sea de bonificación o recargo, deberá ser redondeado a unsolo decimal. En el caso de recargo el porcentaje máximo de recargo que se aplicaráserá de un 120% mientras que para el caso de bonificación será de 2.5 %

1.5.6 FACTURACIÓN TOTAL

Para elaboración de la facturación total queda conformada por los conceptos descritos:

• Cargo por energía• Cargo por demanda• Bonificación o recargo por factor de potencia• Otros cargos• IVA

La multiplicación del factor ya sea de bonificación o de recargo por el subtotal de lafacturación (la sumatoria del cargo por energía mas demanda ) dará el monto por dichoconcepto

6


En otros cargos se puede incluir el cargo por medición en baja tensión. Este cargo tratade compensar la energía perdida en el transformador reductor usado en la subestacióna la entrada de la planta. Esta energía no es vista por los instrumentos de medición deCFE por lo que aplican dicho cargo para compensar la energía no medida

Finalmente al sumar todos los cargos es necesario aplicar el 15% de IVA. La cantidadobtenida es entonces la cantidad a pagar por el usuario por el servicio recibido duranteel mes facturado. La figura 1.1 presenta el esquema de facturación para una tarifa HM

AVISO-RECIBO«100 « C W M» MI»

ta17 OM9012 1O18O16 0.8MB17 OSM257 0.0104« 1.410»

43 «MSI•o oeeoj7

TaM

(OCHENTA Y ONCO Mil StlSCIEKTOS NOVENTA V UN PESOS67ÍMO H.N)

AVISOS IMPORTAMTtS» Su laoluMGtin tncct/y* fcenMiMolin ?o« Q&teiw u« fMtor «•

.r*8O»

Sarrtcio * CttenlM TatéTono tM

R«MI«*C>> : 01 4iaO402OOt4BOSO311 OOOOOMOI 2 ta

Fig. 1.1 Facturación CFE tarifa HM

7


CAPITULO 2Facturación Energía Eléctrica IBERDROLA

2.1 Reforma EnergéticaLa Constitución, en los artículos 27 y 28, establece la facultad exclusiva del Estado parala prestación del servicio público de energía eléctrica. Estas disposiciones tienenfundamentos políticos, históricos y económicos, tendientes a construir un sectorenergético que funja como eje del desarrollo nacional

Sin embargo, la creciente necesidad de recursos económicos para continuar con laexpansión y modernización del sector eléctrico nacional hizo necesaria la reforma de laLey del Servicio Público de Energía Eléctrica en 1992, a fin de incorporar a la inversiónprivada como complemento de los recursos públicos destinados al desarrollo del sectoreléctrico

El marco legal vigente permite al sector privado participar en actividades queanteriormente al Estado y que actualmente no están consideradas como serviciopúblico:

• Cogeneración• Autoabastecimiento• Producción Independiente• Pequeña Producción• Exportación• Importación

El autoabastecimiento se define como la utilización de energía eléctrica para fines deautoconsumo siempre y cuando dicha energía provenga de plantas destinadas a lasatisfacción de las necesidades del conjunto de los copropietarios o socios

El Tecnológico de Monterrey, campus Monterrey cuenta a partir de julio de 2003 con unsuministrador de energía eléctrica adicional, Iberdrola Energía Monterrey S.A. de C.V.en la modalidad de Autoabastecimiento con una demanda contratada de 4.5 MW

Para lograr administrar eficientemente la energía es necesario conocer la forma en quemanejan los contratos de las compañías suministradoras, en el capítulo anterior semencionó el esquema de facturación de la CFE. En este capítulo se presentará elesquema de facturación de la compañía Iberdrola Energía Monterrey en su central deciclo combinado

8


2.2 Componentes de la Facturación de Energía Iberdrola Monterrey

El cargo por la energía consumida se puede calcular en base a dos términos, un costofijo y un costo variable

STOTAL = $FIJO + VARIABLE (2.1)

COSTO FIJO

Cargo por Capital

Cargo por Combustible

Cargo por Distribución

Cargo por Oper y Mantenimiento

COSTO VARIABLE

Cargo por Oper. Y Mantenimiento

Cargo por Combustibles

Cargo por Arranques

Cargo por Respaldo CFE

Cargo por Porteo

Cargo o Bonif por Unused

2.2.1 COSTO FIJO

El costo fijo es el pago proporcional por la inversión en la construcción de la planta conla demanda solicitada diferido a 20 años. También existen cargos por distribución loscuales se aplican cuando la compañía haya instalado líneas de transmisión paraabastecer la energía

Pago Fijo por Capital (MCP)

MCP = UCP*CAP

Donde:

UCP : Cargo Fijo de Capital

CAP : Capacidad Contratada

Para el año 2004 el UCP fue de 10,507.70 USD/MW mes

(2.2)

Pago Fijo por Combustible (MFFP)

MFFP = FFPo x — x CAPUSPPlo

(2.3)

Donde:

FFPo : Cargo Fijo por Combustible

USPPI¡ : PPI de EUA para noviembre del año anterior

9

Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey _ 10

USPPIrj : PPI de EUA de la propuesta

Pago Fijo de Operación y Mantenimiento (MFOPd)

(2.4), USPPIMEo

Donde:FOPI: Cargo Fijo por Operación y Mantenimiento

Factura en USD

Pago Fijo de Operación y Mantenimiento (MFOPp)

MFOPp = í FOPp x — | x CAP (2.5)V Lo)

Donde:

FOPI: Cargo Fijo por Operación y Mantenimiento

Factura en MXP

Pago Fijo por Distribución

Para el Instituto este es un cargo debido al reemplazo de la línea de transmisión de laPlanta Eléctrica del Grupo Industrial, con la que anteriormente se alimentaba. El cargoes del orden de 8,000 USD mensuales por un período de 20 años

2.2.2 COSTO VARIABLE

El cargo Variable por Operación y Mantenimiento se define como:

VOP = VOPP + VOP, + VOPW (2.6)

VOPp = VOM por Producción

VOPI =VOM por Pérdidas

VOPw = VOM por Consumo de AguaT*"

VOPp = VPx — x MWh (2.7)To

Vp = Precio base de contrato en Pesos/MWh

T¡ = índice de precios al productor (PPI) mexicano de noviembre del añoanterior

TQ = PPI mexicano de julio de 1999

MWh = Consumo de energía del mes

Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey V\_

Vp tiene un valor único que aplica a todos los contratos (Schedule A). El valor es1.803 Pesos/MWhT¡ es publicado por el Banco de México (www.banxico.org.mx).TQ tiene un valor de 290.68MWh es medido en clientes externos por CFE y en internos por IEM.

VOM por pérdidas:

VOP, = V, x L x MWh (2.8)' ' TPo

V| = Precio base de contrato en Pesos/MWhTPq = Promedio de la suma de cargos del trimestre natural anterior.TPo = Suma de cargos a precios de julio de 1999MWh = Consumo de energía del mes

V| tiene un valor único que aplica a todos los contratos (Schedule A). El valor es0.917 Pesos/MWh

TPq es el promedio de la suma de los cargos de todo el grupo para el trimestrenatural anterior. Se considera un factor de carga de 100% y se convierten lascantidades en dólares a pesos usando el tipo de cambio promedio del trimestreaplicable.

En la suma se toma en cuenta los cargos:

-de Capital,-de Distribución (cuando aplique),-fijo de Operación y Mtto.,-fijo de Combustible,-VOM por Operación,-VOM por Consumo de Agua,-Variable por Combustible.

TPo es la suma de los cargos de todo el grupo para julio de 1999. Se considera unfactor de carga de 100%, se convierten las cantidades en dólares a pesos usando eltipo de cambio promedio de julio de 1999 (9.3671 pesos /USD) y se utiliza un precio delgas (VFC) de 20.772 Pesos/MMBTU. Su valor para la primera fase del proyecto es43,546,653.03 pesos. Existirá un TPo para cada etapa del proyecto debido alaumento de la carga


Tabla 2.1 Resumen de Cargos

Variable por Consumo de Agua

VOPW = GWCR xWx MWh (2.9)

GWCR = Consumo garantizado de agua en m^/MWh.W = Costo de agua.MWh = Consumo de energía del mes.

GWCR tiene un valor único que aplica a todos los contratos ( Schedule A) . Elvalor es 1.643 m3/MWh

W es establecido cada mes por Agua y Drenaje de Monterrey (SADMON).MWh es medido en clientes externos por CFE y en internos por IEM.

Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey 13

Pago Variable de O&M 0.000 Pesos/MWh

Pago Variable por Producción

Precio de O&M por Producción (Vp) 1.80 Pesos/MWh

índice Ti Noviembre 2001 328.81

índice To julio 1999 290.68

Energía Generada y Entregada - KWh

| VOPp=VpxTi/ToxMWh |

Pago Variable por Producción (VOPp) 0.00 Pesos

Paoo Variable por Pérdidas

Precio de O&M por Pérdidas (VI) 0.917 Pesos/MWh

índice TPq Promedio Trimestre Anterior 54,682,907.07

índice TPo julio 1999 43,546,653.03


| VOPI=VlxTPo/TPoxMWh |

Pago Variable por Pérdidas (VOPI) 0.00 Pesos

Paoo Variable por Consumo de Ao.ua

Consumo de Agua Garantizado (GWCR) 1.643 m3/MWh

Precio del Agua (W) 4.65 Pesos/m3


VOPw=GWCRxWxMWh

Pago Variable por Consumo de Agua (VOPw) 0.00 Pesos

| VOP= VOPp + VOPI + VOPW |

Pago Variable de O&M (VOP) - Pesos

Figura 2.1 Cargos Variables de Operación y Mantenimiento

Variable por Combustible

CNPHR. x HRA.. x TMWh..i MWh

(2.10)1000 TMWh

CNPHR = Consumo garantizado de gas de la planta en BTU/kWh (PCS).HRA = Ajuste a condiciones reales del CNPHRj.VFC = Precio PEMEX del gas.TMWh = Consumo de energía del grupo del mes.MWh = Consumo de energía de mes.


CNPHR tiene un valor variable en el tiempo que aplica a todos los contratos (Schedule A). Los valores son:

-primeros 20 años: 6,762 Btu/kWh (PCS)-resto: 6,797 Btu/kWh (PCS)

HRA son los ajustes por condiciones ambientales y grado de carga de las curvasgarantizadas de consumo térmico. Este ajuste es arrojado por el modelomatemático a nivel 5-minutal (un valor cada 5 minutos).

VFC es el precio diario PEMEX del gas consumido. De acuerdo con el contratode suministro de gas con PEMEX el precio se calcula como:

T> r ™ f i^ USPPliPr ecioGas - GDmp x / + VCo x (9 11}

USPPlo (*-n)

(Pr ecioTECTO + Pr ecio VALERO]= ± '- (2.12)

f = factor de compresibilidadVCo = Precio base de contratoUSPPIj = es el PPI de EDA para noviembre del año anteriorUSPPIrj = es el PPI de EUA de la propuesta

Precio TECTO es el precio Texas Eastern (South Texas) de gas publicado porGas Daily bajo la columna South Corpus Christie bajo la columna Midpoint.Precio VALERO es el precio PG&E-GTT de gas publicado por Gas Daily bajo lacolumna South Corpus Chiristie bajo la columna Midpoint.El factor de compresibilidad tiene un valor de 1.00492

VCo tiene un va'or variante en el tiempo:-de la COD U3 a COD U4 : 0.0187 USD/MMBTU-de la COD U4 a mes 300: 0.02345 USD/MMBTU

USPPIj es publicado mensualmente por el Boreau of Labor Statistics (clave:wpusopSOOO).USPPlQ tiene un valor variante en el tiempo:

-de la COD U3 a COD U4 = valor de julio de 1999= 132.9-de la COD U4 a mes 300 = promedio de julio de 1999 y diciembre de

1999 = 133.9

TMWhy es medido en clientes externos por CFE y en internos por IEM a nivelcincominutal (una medida cada 5 minutos).MWh es medido en clientes externos por CFE y en internos por IEM.


Para hacer el calculo del cargo por combustible es necesario hacer los cálculosen cada periodo de 5 minutos.

Básicamente se multiplica el consumo térmico ya corregido por el modelomatemático por el precio de gas de PEMEX y multiplicar por la energía generaday entregada al cliente y se hace la sumatoria.

VFC= ^(CTUNGcorrxPrecioGasxMWh) (2.13)5min

RgDVtriaUedeOntutiUe

ETBI Generada y Entregóte

QO

- MAíi

M=P=(SUVIj[OM5 xHWij xTMWflyíOOOxVrcxMrth/TlVWl

íOntiEtíbtef T) - USD

DO$MAti

Figura 2.2 Cargo Variable por Combustible

Cargo por Arranques

Cargo = £(FFCxS£.J (2.14)

jk = La energía necesaria para arrancar y sincronizar la unidad generadora.El cargo se asignará de la siguiente manera:

(CAP-AD)- - (2.15)

CAP = Capacidad contratadaAD = la demanda actual justo antes del paroCAP¡ = CAP para cada cliente del grupoAD¡ = AD para cada cliente del grupo

NiiHucteAraLfjes Paga por Arenques=SUMgDffC x SEjk]

Pago por Aranques=SUMij[\ffCxS^k]

Rssos

Figura 2.3 Cargo por Arranques


El cargo por Respaldo CFE es un traspaso directo a los clientes. Comprende lossiguientes conceptos:

Demanda ReservadaDemanda FacturableCargos por energía por periodos (base, intermedia y punta)

Demanda Reservada, es la capacidad contratada con CFE para una posible falla. Porcontrato, esta deberá ser igual a la máxima capacidad de la planta.

Demanda Facturable, es la demanda medida durante un periodo de mantenimiento.Durante los primeros 35 días tendrá un valor mensual del 20% de la suma de lasdemandas de los días evento, después de esos días será el 100%.

Los cargos al cliente por Respaldo CFE están limitados por niveles garantizados deparo(GEFOF y GESOF).

Una vez excedidos estos niveles ya no se traspasarán dichos cargos y la energíasuministrada será cobrada como energía suministrada por la planta (para el cliente laenergía suministrada es más económica que la de respaldo).

Pago por Reipaldo

Capacidad Contratada (CAP) • KW

Capacidad total Contratada (TCAP) - KW

Precio Demanda 0.000 Petoi/KW mes Demanda Medida

QESOF Aclual 0.000%OESOF Garantizado 0.000%

Pago Variable de Rescaldo por Fal|a

En.*/.B.ní.c.m,.n..c»n «...,*. ,**»; . KW* r.,.'™:.?:

OEFOF Actual 0 000%

• P P

0.000 Pesos/MWh

0.00 KW0 00 KWh

0.00 KWh

0.00 KWh

0 00 KWh

•••.r.;r,;- "';: -,-v

Figura 2.4 Cargos por Respaldo


El cargo por Servicio de Transmisión CFE es un traspaso directo a los clientes externos.Comprende los siguientes conceptos:

Cargo FijoCargo Variable

Pago por Servicio Transmisión CFE 0,000 Pesos/MWh

Pago Fijo por Servicio Transmisión CFE

Cargo Fijo Servicio Transmisión • Pesos/KW mes

Potencia Contrata da • KW

Pago Fijo por Servicio Transmisión CFE 0.00 Pesos

Pago Variable por Serví do Transmisión CFE

Cargo Variable Servicio Transmisión • Pesos/MWh

Energía total Transmitida al Socio • KWh

Pago friable por Servido Transmisión CFE 0.00 Pesos

Pago p or Servi oi o d e T ran sm¡ si ón - Pesos

Figura 2.5 Cargos Porteo CFE

Cargo por UNUSED:

XCy = Consumo UNUSED

(2.15)

S = 95% de la tarifa CFE aplicable


Bonificación por UNUSED:

La bonificación es una distribución 5-minutal y proporcional de la bolsa de cargos porUNUSED después de restar los variables IEM.

OfrBiFrtKteñijffpff fcflrt* QOQO tec§/M/\h

BTgqglJxBgciG pBUTICb

F^prjBB roLfeacb(9e%CF^ QOO FfeCB

RgapcrUuadGbnBLiTida QCD Ftecs

BBgaml ñqxnxiHfe - MAh

lrgraDpo-BHganoLtefe(Ct6feVércb^ QGO Ffesos

IrgESOBTcHesNfetBporBHgaBcBCbleCFE - Ffeas

QedtD|xrUTB8dGEnErab QGO RBCB

Rg/Qedtopcr Ursed - Ffesos

pcrqiodradrand veterpuiEteedí

Bdwgetete(npCKfe( iüo) 1Ü377 F^$

Tp>cfeCáitbpaTHJoFUíica±)md DaioCfidá delaFecfeHJcnUilizscbpuapocfa epBssrd OjgapcrLNJfflDen Fteos

Figura 2.6 Cargo o Bonificación por energía UNUSED


RESUMEN DE LA FACTURACIÓN

Pago Fijo de Capital

Pago Fijo de Combustible

Pago Fijo de O&M

Pago Variable de O&M

Pago Variable de Combustible

Pago por Respaldo

Arranques

Consumo de Energía no Usada

Pago por Servicio Transmisión CFE

Total

USD Pesos USD/MWh Pesos/MWh

Desglose Energías

Energía Total Suministrada Socio

Energía Generada y EntregadaEnergía Respaldada

Energía no Usada Consumida

KWh

0.00 KWhKWh

KWh

Histórico de Consumos

Figura 2.7 Resumen de Facturación


— --— -•>• j¿~ f - i' — —

Pago Fijo de Capital

Pago fijo de ConuusDUe

Pago fijo de OBM

PagoVariaUedeOBM

Pago Variable de GontustiUe

Pago por Respaldo

Arranques

Consumo de Energy no Usada

Pago por Servicio Transmisión CHE

Total

adentre 2002 Revisión 1Original Ajustada

USD Pesos USD Pesos

87,80404 87,80404

255,71182 255,713.82

113,08422 113,08422

-

-10,366.17 -28¿00.36

139,375.86 139.37&86

255,71182 329,897.95 255,71182 312,06176

Factura Ajuste

Pesos

-

-

-

-

-

-17,83419

-

-17,83419

ResuHado Ajuste

Total -17,83419 Pesos

Conceptos rnxffkados

Tipo de Cantíoliiujeso por Unused Consurridoliiynuso por DHKja bxueuanBIngreso por Banda Compensación

Orianal Ajustada

103613 m59

921,60040 815,51150

-401,55428 -33,897.34-110,19004 146,029.01

Figura 2.8 Ajuste de Facturación


CAPÍTULOSDetección de Áreas de Oportunidad Mediante Análisis de Información Histórica

3.1 Panorama Actual

Para conocer el comportamiento energético del campus se observaron los históricos deperfiles en el sistema de monitoreo así como los datos que se obtienen de la facturaciónde CFE. Se observa que hay patrones similares durante los días hábiles de la semana,relacionada directamente con la actividad del campus y teniendo un efecto relevante laoperación de las centrales de agua helada para climatización de los edificios como seobserva en la figura 3.1

Perfil ITESM

Mes de Abril

Figura 3.1 Perfil Consumo ITESM

Del los perfiles se aprecian consumos importantes en horario intermedio y punía, siendoeste último el mas impactante en la facturación, ya que se ha calculado que solo


representa el 9% del total de las horas del mes pero puede alcanzar hasta el 40% deltotal de la facturación de CFEEl polígono principal se alimenta principalmente de tres cuentas principales de CFE yuna alimentación de Iberdrola como se muestra a la Fig. 3.2

CFE 565CETEC

A2Pte

CEDES

SITE CETEC

Residencias

Comedor

Cable Potencia 1/0Torre deAtraque

SITECEDES

~7V

\

CFE 505Cedes

100 Amp Media Tensión

TORRE ATRAQUECFE 500

CFE 505

M \I— /IEM

/1(1(

E(>

AGUA HELADA 2 ( Aulas 1)AGUAMELADAS (Aulas?)GIMNASIO, ESTADIO, AUDITORIOPLANTA FÍSICA, ESTACIONAMIENTOCIAPAULAS 2, AULAS 3, RECTORÍAEMERGENCIA CEDESCETEC, BIBLIOTECAAULAS 4, C. ESTUDIANTIL, DÍAAULAS 5, AULAS 6, EDIF. ADMINISTRATIVO

CENTRAL AGUA HELADA 5000 TR

Figura 3.2 Esquemático de circuitos del campus


El edificio del CEDES presentó una alternativa para aumentar la carga conectada aIberdrola, gracias a que en la configuración actual la cuenta 505 de CFE lo alimentapero a la vez esta misma cuenta puede suministrar energía al campus en condicionesde emergencia por un circuito subterráneo que va del polígono de residencias a la torrede atraque, quedando la posibilidad de enviar energía en el sentido opuesto, es decirdesde la torre de atraque donde llega el suministro de Iberdrola a la subestación delpolígono de residencias

En la subestación de residencia existe una celda en la que simultáneamente seencuentran presentes los voltajes de la cuenta del Cedes y de la torre de atraque, en lacual se hace el cambio para casos de emergencia en Iberdrola o la cuenta CFE 500

Cable de Potencia 1/0

Emergencia

SubestaciónPolígono

Este circuito manejaEnergía en ambos sentidosSegún el requerimiento

1/0

CEDESSUBESTACIÓN

500KV

Emergencia CEDES

Torre deAtraque

Figura 3.3 Alimentación CEDES

Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey _ 24

3.2 Comparativa del costo unitario de energía

En el capitulo 2 se describió el esquema de facturación de la compañía de Iberdrola, eneste capitulo se mostrará el panorama después de un año completo de operación yposibles acciones a tomar con el objetivo de obtener el menor costo por la energía

El primer punto fue hacer una comparativa con respecto a los costos de CFE, es decircual hubiera sido la facturación si toda la energía la hubiera suministrado la paraestatal.

Los sistemas de medición de la compañía suministradora resultan una herramienta muyefectiva para realizar el estudio ya que entregan la medición de energía consumida porcada cinco minutos

La forma de calcular la factura correspondería al esquema de CFE como se explicó enel capitulo 1 , manejando las energías en los periodos base, intermedio y punta así comolas demandas consumidas en cada período y utilizado los factores de reducción (FRI.FRB) encontrar la demanda facturable. Esta información se colocó en un programade Excel donde se tiene de entradas las demandas de cada cinco minutos, partiendo delas mediciones de energía esta solo se afecta dividiéndola por 1/12 (multiplicándola por12) que representa los cinco minutos de una hora y así obtener potencia (KW) a partirde energía (KWh); los costos de la energía de cada período así como el costo de lademanda facturable del mes son los datos adicionales

El costo de la energía y demanda facturable es modificada cada mes por lo que elanálisis se hizo para cada mes durante todo el 2004. La tabla 3.1 presenta el formatodel programa

Para hacer consistentes los resultados de programa con la facturación de CFEfaltaba obtener el rubro de bonificación o cargo por factor de potencia; la CFE calcula elfactor de potencia de acuerdo a la ecuación

KWhFP= xlOO (1.4)

Este dato se obtuvo de la medición propia del ITESM de la acometida de Iberdrola deenergía real y reactiva, nuevamente se realza la importancia de la medición, en estecaso se cuenta con un Power Logic como se muestra en la figura 3.4


HorarioPUNTAINTERMEDIOBASETOTALD. Facturable

Cheksum

Energias(kWh)96.00

412.00308.00816.00

KVARhrFp

816.00

Dmax(kW)222

2

-1.00

CostosUnitarios

$1.36$0.48$0.43

$89.30Subtotal (E + D)$/kwh

SUBTOTALIVATOTAL

Importe$ 130.56$ 199.41$ 132.44$ 462.41$ 178.60$ 641.01

0.7855-0.025

-$ 16.03

$ 624.98$ 93.75$ 719

Fecha1/1/05 0:001/1/05 0:051/1/050:101/1/050:151/1/05 0:201/1/050:25

Datos de EntradaKW

2.00002.00002.00002.00002.00002.0000

Kva.0.00000.00000.00000.00000.00000.0000

kW (5 minutos)2.00002.00002.00002.00002.00002.0000

kWDem(15mins)0.02.02.02.02.02.0

Tabla 3.1 Programa para estimar la Facturación de CFE

Figura 3.4 Medición ITESM acometida Iberdrola


La tabla 3.2 es una comparativa entre costo real de la energía pagado a Iberdrolade los recibos históricos durante una año y los costos que de CFE incluyendo elajuste por factor de potencia

2004

EneroFebreroMarzoAbrilMayoJunioJulioAgostoSeptiembreOctubreNoviembreDicembre

KWh

1,491,487.151,644,374.192,050,146.141,759,979.252,097,971.902,223,328.962,346,996.712,487,916.172,357,898.042,385,231.141,789,286.271,055,465.11

23,690,081.03

«P0.9710.9710.9580.9620.9440.9380.9380.9400.9410.9410.9580.985

Costo TotalIberdrola (Real)

$1,500,322,01$1,463,350.20$1,677,531.39$1,664,953.99$1,942,130.87$1,968,903.44$1,940,950.82$1,899,455.26$1,710,803.76$2,021,577.89$1,570,136.72$1,321,607.37

$20,681,723.72

CFE( Facturador)$ 1,276,877.48$ 1,429,876.74$ 1,783,453.47$ 1487,526.32$ 1,676,416.98$ 1,843,470.15$ 1,959,965.69$ 2,126,225.50$ 2,109,158.93$ 2,103,012.37$ 1,840,860.38$ 1,203,711.02

$ 20,840,555.03

CFE(Ajustefp)$ 1,253,536.00$ 1,403,738.42$ 1,756,459.66$ 1,463,558.90$ 1,656,882.46$ 1,824,799.61$ 1,940,115.29$ 2,103,606.08$ 2,086,184.57$ 2,080,104.96$ 1,812,997.67$ 1,177,742.64

$ 20,559,726.24

$/KWhIEM

$1.0300$0.8969$0.8173$0.9459$0.9248$0.8882$0.8282$0.7643$0.7261$0.8521$0.8831$1.2591

CFE$0.8561$0.8696$0.8699$0.8452$0.7991$0.8291$0.8266$0.8546$0.8544$0.8825$1.0288$1,1405

FCIEM0.450.530.610.540.630.690.700.740.730.710.550.32

DifJ

$246,786.01$59,611.79

-$78,928.27$201,395.09$285,248.41$144,103.83

$835.53•$204,150.82•$375,380.80•$58,527.07

-$242,860.94$143,864.74

$121,997.48

Tabla 3.2 Comparativa costos energía CFE - IEM

De la tabla anterior se puede concluir que tuvo un costo adicional por el cambio desuministrador de la energía, aunque no fue una pérdida generalizada en cada mesdel año, se observa que durante seis meses representó un ahorro consumir conIberdrola, esto se observa como signo negativo en la última columna de la tablaanterior

Un punto a considerar de este análisis es que los ahorros se presentan en losmeses que pudieran considerarse calidos y por consecuencia de mayor consumoenergético por la climatización del los espacios en el campus, de aquí que el factorde carga sea un indicador de peso para obtener el menor costo de la energía

Un factor que no aparece en la comparativa de manera directa, pero es el masimportante es el costo del combustible. El proyecto Alfa-Pegi es una central deciclo combinado alimentada con gas natural. Cada bloque cuenta con una turbinade gas GT24, un turbogenerador, una turbina de vapor y un HSRG enconfiguración de una flecha donde la mayor proporción de energía se genera en laturbina de gas. La figura 3.5 muestra un diagrama esquemático de un ciclocombinado


Figura 3.5 Esquema planta ciclo combinado

El esquema de facturación de Iberdrola esta compuesto por una serie de indicadoresfinancieros nacionales e internacionales y de factores operativos propios de la planta, locual hacen aparentemente complejo la manera en que se llega a la facturación total. Entérminos generales el esquema se puede dividir en dos bloques: costo fijo y costovariable, donde el primero básicamente es el costo de la capacidad contratada diferidoa 20 años y el segundo bloque debido a un costo variable por operación ymantenimiento así como el costo del combustible relacionados con la energía generada

$75 = SFUO + ^VARIABLE

= $CAP.CONTRATAD A + ($OPER. & MTTO + ^COMBUSTIBLE)

(3.1)

De tal forma que se puede expresar como un bloque fijo por la capacidad contratada yun cargo variable con la energía

(3.2)(3.3)KWh

DondeK1 : Costo fijo por capacidad contratada [ USD]K2: Costo Variable de Operación y Mantenimiento [MXP]K3: Costo CombustibleKV: K1 + K2


3.3 Alternativas para reducir costo unitario de energía consumida en Iberdrola

3.3.1 Mejorar el Factor de Carga

Una de las conclusiones de tabla comparativa fue que se pagó más por consumirdurante el año con Iberdrola. Para obtener los mismos costos unitarios que se habríatenido con CFE es necesario un factor de carga mínimo. Para lograr lo anterior seigualan los costos unitarios de la energía de Iberdrola con el que se hubiera pagado aCFE de tal forma que se puede tener una expresión de la siguiente forma:

$75 = SCFE = SFUO + WARIABLE (3.4)

(3.5)

Dividiendo el costo entre la energía consumida y despejando para lograr la energíamínima consumida se tiene que:

$™+«- (3.6)I KWh _ KWh'

$CFE

~KWh

(3.7)-KV

La expresión anterior puede colocarse en términos del factor de carga el cual se definecomo la razón de demanda promedio y demanda máxima:

FC = (3.8)Dmax

vr KWh' <i FC = -, - r (3.9)(4500x/rr./wes)

De los datos de facturación se obtiene el factor variable KV como la cantidad pagadapor los conceptos de Operación & Mantenimiento y Combustible entre la energía (KWh)consumida. Los resultados de este análisis se presentan en la figura 3.6


Los meses de Marzo, Julio, Agosto, Septiembre, Octubre y Noviembre presentaronmenores costos en Iberdrola que CFE por los que en la gráfica aparecen igualados losfactores de carga reales con los necesarios

Perfil IEM

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Figura 3.6 Factores de carga reales y necesarios para operar

La gráfica anterior muestra el factor de carga que se obtuvo y cual debió ser paraigualar los costos unitarios de Iberdrola con CFE, así como el panorama de si esto esalcanzable de acuerdo a los perfiles de operación del campus

3.3.2 Contrato de Cobertura de Gas Natural

El precio del gas natural es uno de los factores mas importantes con el costo final de laenergía. Para encontrar el precio mínimo del combustible se desarrolla el mismoconcepto de igualación con el costo de CFE para encontrar el precio que debió tener elcombustible, realizando la igualación de costos se tiene:

$75 = K\ + (K2 + K3}x KWh = $CFEDonde

K3 = CostoGas\ USD\MMBTU _

xHEAT RATExTC

(3.10)

(3.11)


Expresando la ecuación en términos de Factor de Carga y tomado la capacidadcontratada como demanda máxima se despeja K3

USDMMBTU

( ($CFE-KÍ)

"UsOOxflirxFC

1HEAT RATExTC

(3.12)

DondeK1 = Cargo Fijo por Capacidad Contratada [=] MXPK2= Cargo Variable por Operación y Mantenimiento [=] MXP/KWhHr = Horas de Operación durante el mesFC= Factor de CargaHEAT RATE: Razón de Calor [=] BTU/KWhTC= Tipo de Cambio

Con la expresión anterior se calculó cual debió ser el costo promedio del gas durantecada mes y cual fue el costo real promedio de cada mes reportado por el suministradorcomo se muestra en la figura 3.7

Perfil IEM

m

¡

7.00

6.00

5.00

4.00 -u

3.00 -

2.00

1.00 -

0.00

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

2004

Figura 3.7 Precios reales y necesarios para operar del gas natural


Una vez que se tiene el cargo variable por combustible en términos del precio del gas yla Razón de Calor, se puede analizar cual es la sensibilidad del costo de la energía alprecio del gas.

$KWh KWh

USDMMBTU

xHEAT RATExTC (3.13)

Donde

USD/MMBTU: Precio promedio del gas por mesHEAT RATE : Valor promedio del Heat Rate reportado por Iberdrola en las medicionescincominutales del mes

La gráfica 3.8 muestra algunos escenarios del costo de energía en función de preciodel gas y la energía consumida

$/KVUh

1.40

1.20

1.00

0.90

0.60

0.40

7USDMMBTU

6USD/MMBTU

5USDMMBTU

4USDMMBTU

1,000,000 2,000,000 3,000,000 KWh

Figura 3.8 Costo de la energía en función del consumo y del precio del gas


Como ya se mencionó el costo del gas es el cargo variable más importante; analizandoun año completo se obtuvo que el combustible representa hasta el 97% del costovariable de la facturación de Iberdrola. La figura 3.9 muestra la proporción del costo delcombustible respecto al total del cargo variable

Proporción del Costo del Gas en el Cargo Variable

2004

Figura 3.9 Proporción del combustible en el costo variable


3.3.3 Combinación de Factor de Carga y Precio del Gas

Tomando en cuenta que las variables de mayor peso son el precio del gas y el factor decarga, se corrieron algunos escenarios modificando estos parámetros. El primerescenario consiste en encontrar cual sería el costo unitario de la energía si se lograraaumentar el factor de carga un 10% en aquellos meses en los que la energía tuvo uncosto mayor que si la hubiese proporcionado CFE. Los meses con a los que se leincrementa en el factor de carga son: Enero, Febrero, Abril, Mayo, Junio, Diciembre. Lafigura 3. 10 muestra la comparación con CFE

Costo Unitario Energía

1.3000

1.2000

1.1000

1.0000

0.9000

0.8000

0.7000

0.6000

0.5000

O Costo IEM

B Costo FC 10%

D Costo CFE

Figura 3.10 Costo Unitario de Energía aumentando el Factor de carga 10%

MES

EneroFebreroMarzoAbrilMayoJunioJulioAgostoSeptiembreOctubreNoviembreDiciembre

ESCENARIO 1AUMENTO 10% FC

IEM$1,581,011.04$1,531,303.03$1,677,531.39$1,738,458.03$2,129,438.97$2,066,481.33$1,940,950.82$1,899,455.26$1,710,803.76$2,021,577.89$1,570,136.72$1,437,475.63

$21,304,623.88

CFE$1,404,565.23$1,572,864.41$1,756,459.66$1,636,426.80$1,844,058.98$2,027,817.16$1,940,115.29$2,103,606.08$2,086,184.57$2,080,104.96$1,812,997.67$1,324,082.12

$21,589,282.93$284,659.05

Tabla 3.3 Estimación de ahorro aumentando FC un 10%


El aumento de 10% en el factor de carga en los meses con factor de carga pobremanteniendo el precio del gas generaría un ahorro por cerca de $400, 000 pesosanuales, con el efecto combinado de la cantidad que se pagó por consumir con IEM y elahorro que representa el aumento del factor de carga.

La figura 3.11 presenta un escenario aumentando el factor de carga un 15% y la tabla3.4 resume los ahorros que pudieran alcanzarse

Costo Unitario Energía,3000

.2000

.1000

.0000

.9000

.8000

.7000

.6000

.5000

n Costo IEM

HFC+15%

D Costo CFE

LU

^ §,•Q 03«E

O'c3

O

"5o

¿ £E -Qo) 3••s oS- o

£JQ

O)

¡

£.a

a>'5O

Figura 3.11 Costo Unitario de Energía aumentando el Factor de carga 15%

MESEneroFebreroMarzoAbrilMayoJunioJulioAgostoSeptiembreOctubreNoviembreDiciembre

ESCENARIO 2AUMENTO 1 5% FC

IEM$1,613,620.95$1,563,763.16$1,677,531.39$1,776,976.65$2,181,493.38$2,120,344.41$1,940,950.82$1,899,455.26$1,710,803.76$2,021,577.89$1,570,136.72$1,465,237.64

$21,541,892.04

CFE$1,468,409.10$1,644,358.25$1,756,459.66$1,710,809.83$1,927,879.84$2,119,990.67$1,940,115.29$2,103,606.08$2,086,184.57$2,080,104.96$1,812,997.67$1,384,267.68

$22,035,183.60$493,291.56

Tabla 3.4 Estimación de ahorro aumentando FC un 10%


Se consideró el efecto del factor de carga y el costo del gas en forma simultanea,considerando un 10% en los mismos meses que los escenarios anteriores y fijando elprecio del gas en 5.5 USD/MMBTU para todo el 2004. Esta combinación podría generarahorros por mas de $500,000 pesos anuales como se resume en la figura 3.12 y tabla3.5

1.3000

1.2000

1.1000

1.0000

0.9000

0.8000

0.7000

0.6000

0.5000

Costo Unitario Energía

n Costo Realm CoberturaD Costo CFE

o>,

uO

£.Q

jao

Figura 3.12 Estimación de ahorro aumentando FC un 10% y fijando precio de gas en5.5 USD/MMBTU

MESEneroFebreroMarzoAbrilMayoJunioJulioAgostoSeptiembreOctubreNoviembreDiciembre

ESCENARIO 3FC +10%, COBERTURA $ 5.5/MMBTU

IEM$1,565,776.78$1,583,362.54$1,722,597.41$1,736,134.87$2,015,928.90$1,962,331.74$1,887,412.41$2,035,828.84$1,872,771.92$1,932,948.92$1,541,662.85$1,364,025.35

$21,220,782.53

CFE$1,404,565.23$1,572,864.41$1,783,422.13$1,636,426.80$1,844,058.98$2,027,817.16$1,940,027.48$2,126,225.50$2,014,659.04$2,104,861.66$1,840,860.38$1,324,082.12

$21,619,870.88

$399,088.35Tabla 3.5 Estimación de ahorro aumentando FC un 10% y cobertura gas 5.5USD/MMBTU


CAPITULO 4Alternativas para Reducir la Facturación de Energía Eléctrica

4.1 Autoabastecimiento Utilizando Transferencia de Carga Suave

Actualmente existe una gran demanda de electricidad durante períodos cortos detiempo, llamados períodos punta o pico. Para satisfacer esta demanda que en la mayorparte de los casos dura unas cuantas horas, las compañías de electricidad tienen quehacer uso de plantas generadoras adicionales, incrementando los costos promedio dela electricidad

Una alternativa consiste en utilizar los sistemas de generación de emergencia, con losque cuentan buena parte de las instalaciones comerciales e industriales actuales, paraabatir los KWh de energía consumidos y los KW de demanda durante el período punta

Con el incremento de los costos de la energía eléctrica, especialmente en los períodospunta, se ha vuelto cada vez mas común el uso de los generadores de emergenciaexistentes, la mayoría equipados con transferencia de transición abierta, para unsegundo propósito: La generación en sitio en un horario en los cuales seaeconómicamente justificable

Son evidentes las desventajas de utilizar una transición abierta de la carga, para abatirlos cargos por energía y por demanda, transfiriendo de una fuente a otra coninterrupciones del suministro de la energía. Es por esto, que cada vez se ha vuelto masfrecuente emplear sistemas de transferencia que permita emparelelamientosmomentáneos entre las dos fuentes presentes (Red Comercial y Planta deEmergencia); comercialmente conocidos como transferencia de transición cerrada.

Estos sistemas, aunque resuelven el problema de pasar de una fuente a otra sin que lacarga alimentada registre una pérdida de energía, tiene algunas limitantes cuando seutiliza de una manera repetitiva y periódica, como es el caso de la autogeneración enhorario punta. La principal limitante y tal vez la que ha restringido su uso enautogeneración, es la de aplicar el bloque completo de cargas a la planta, la aplicaciónde este bloque completo de sobre el generador provoca voltajes y sobrecargastransitorias, que utilizados de manera eventual, como en el caso del suministro deemergencia, no afectan de manera decisiva a la maquina pero, cuando estassobrecargas transitorias son periódicas, sí pueden reducir su vida útil. Como respuestaa este dilema se has desarrollado las tecnologías de Transferencia Suave de la Carga


Cuando los transitorios resultantes de la aplicación completa de la carga al grupoelectrógeno sean indeseables, las fuentes pueden ser emparaleladas mientras la cargase transfiere suavemente de una fuente a otra. La Transferencia Suave de Cargacontrolará activamente el grupo motor-generador para sincronizarlo con la red comercialexistente y controlar la carga/descarga del mismo. Utilizando esta estrategia de control,el sistema tiene inherentemente la habilidad de controlar la demanda de energía hechaa la red por parte de la carga.

La estrategia de control también involucra la recolección de datos en terminales delgenerador y en las de la red normal. Los datos son utilizados por el sistema paradeterminar la carga en el motor y excitación en el generador requeridos para producirun punto de operación preestablecido. Los dispositivos para ambas fuentes incluyentambién los esquemas de protección ya que las entradas para estos dispositivos sonvoltajes y corrientes. Estos dispositivos de protección iniciaran la separación de ambasfuentes cuando sus respectivos parámetros se encuentren fuera de los límitestolerables para la operación en paralelo.

El uso de un sistema de transferencia suave de carga para reducir los costos porenergía y demanda en horario punta y las correspondientes adaptaciones que pudierarequerir la instalación del usuario, como por ejemplo obra electromecánica,adaptaciones a la máquina, tanques de combustibles adicionales, etc., representan unainversión inicial que no se puede obviar. Sin embargo si se realiza un cuidadoso análisisde Retorno de Inversión, la recuperación del capital invertido puede ser, en algunoscasos, menor a un año. Esto es aun mas cierto cuando la estrategia de auto-generaciónen horarios punta se incluye desde la fase del diseño de la instalación.

Aplicación Típica de una Transferencia

La figura 4.1 muestra la aplicación mas común de una transferencia automática comoun sistema de respaldo de emergencia en Transición Abierta

R*s

G*r*r»dar

Figura 4.1 Transferencia común

Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey 38^

De manera simple la secuencia de operación se puede resumir como sigue:

1. El control de transferencia detecta la pérdida de la Red Comercial o la existenciade parámetros no aceptables.

2. El control envía una señal de arranque a la planta3. Se transfiere la carga a la planta4. El control de la transferencia detecta que retorna la red Comercial5. Espera según el tiempo predeterminado que se programó6. El control re-transfiere la carga a la Red

La figura 4.2 muestra una imagen del voltaje en terminales de una carga determinada.Como se puede observar en la figura, existe un intervalo de tiempo en el cual la cargaconectada se queda sin alimentación (Voltaje Cero), siendo este el tiempo que le tomaa la planta de emergencia estar disponible y lista para alimentar su carga.Posteriormente se observa un transitorio que representa la carga súbita de la máquina yes resultado de aplicación del bloque completo de carga.

Figura 4.2 Voltaje en terminales durante la transición

Es evidente que en muchos casos no son deseables y en otros ni siquiera sontolerables las interrupciones en el voltaje de alimentación de las cargas. A continuaciónse presenta una solución al inconveniente presentado por la transición abierta: Lapérdida de voltaje en terminales de la carga


Transferencia de Transición Cerrada

Si la red comercial falla, la transferencia de transición cerrada inicia el arranque delgrupo electrógeno y transfiera la carga a la fuente de emergencia en modo de transiciónabierta. Cuando la fuente normal retorna y es estable, el interruptor re-transfiere a la rednormal sin interrupciones a la carga (transición cerrada). El control de la transferenciaincluye monitoreo de los ángulos de fases, voltajes y frecuencias en ambas fuentes. Latransferencia se realiza cuando los ángulos de fase se aproximan a cero y los voltajes yfrecuencias muestran un diferencial de 5% o menos. Normalmente estas transferenciasestán disponibles en rangos de 30 hasta 4000 amperes y poseen un mecanismo deoperación dual. La Figura 4.3 ilustra el caso en el cual se transfiere la carga cuandoambas fuentes están presentes, pudiendo ser el caso de una transferencia planeada odel la re-transferencia de la carga a la red normal.

Figura 4.3 Voltajes en transición cerrada

En ambos casos, el tiempo en que ambas fuentes permanecen en paralelo debe sermenor a 100ms y no existe un control activo sobre la planta. Tampoco se requiere unuso extensivo de relevadores de protección porque sus tiempos de respuesta y el desus respectivos desconectadotes a veces sobrepasan los 100ms.

De la figura se hace evidente que la carga no experimenta perdida de voltaje, siempre ycuando ambas fuentes estén presentes, pero la planta sí experimentará un transitoriopor la aplicación del bloque completóte carga


Transferencia Suave de Carga

Las estrategias de transferencia de carga han ido evolucionando de una transiciónabierta convencional, a una transición cerrada de emparalelamiento momentáneo hastallegar a un emparalelamiento de larga duración que permita transferir suavemente unacarga de la red al generador y viceversa. Una Transición Cerrada se puede adaptar sepuede adaptar para que exista un emparaleleamiento extendido de ambas fuentes. Estose logra con la adición de los controles y relevadores de protección adecuados. Losrelevadores de protección garantizarán que el generador sea desconectado de la redcuando ocurran anomalías

La figura 4.4 ilustra el voltaje en terminales de la carga durante una transferenciasuave de carga. Esta estrategia beneficia tanto al generador como a la red comercialevitando transitorios inducidos por la aplicación de bloques de carga

Figura 4.4 Transición con carga suave

Modos de Operación Posibles de una Transferencia Suave

Analizando el caso de un solo generador, en el cual se le añade la estrategia detransferencia suave de carga a una transferencia de transición cerrada, el control decarga suave tendría los siguientes modos de operación:

a) Potencia BaseConsiste en llevar el generador a producir una potencia fija con un factor depotencia constante, durante la operación de emparalelamiento extendido.Cualquier incremento de la demanda de potencia será suministrado por la redcomercial

b) ImportarCon este modo de operación el generador se controla de forma que la cargademande flujo constante de potencia de la red comercial. La potenciaentregada por el generador variará con la demanda de ka carga y es igual ala diferencia entre potencia que se importa y la potencia demandada.


c) ExportarDurante este modo de operación, el generador es controlado para suministrarun flujo de potencia constante hacia los alimentadores del lado normal de latransferencia. La potencia entregada por el generador variará según la cargay será igual a la suma del valor exportado mas la carga.

d) AisladoLa selección de este modo de operación llevará al sistema a sincronizar yemparalelar el generador con la red comercial. Al concluir el proceso deemparalelamiento, el sistema llevará al generador a tomar la cargapreviamente programada al factor de potencia previamente establecido.Concluida esta fase el sistema mandará abrir el grupo de contactos del ladonormal de la transferencia, quedando ka carga totalmente aislada de la red

Componentes Principales de una Transferencia Suave

Los componentes principales del sistema de transferencia suave de carga se ilustra enla figura 4.5. A continuación se describen cada unos de ellos:

Transferencia de Transición Cerrada. Mecanismo eléctricamente operado ymecánicamente sostenido, esto es, el operador eléctrico comúnmente una bobinasolenoide es energizada momentáneamente y los contactos se mantienen en susposiciones por medios mecánicos.

Controlador de Transferencia. El controlador del interruptor de transferenciadeberá mantener el control maestro de Interruptor de Transferencia para todas lasfunciones de transferencia, incluyendo la transición abierta convencional, la transicióncerrada y las operaciones de carga suave

Dispositivos de Monitoreo y Protección. Los sistemas de control deemparalelamiento se basan en la medición precisa de los parámetros de Voltaje,Corriente, Potencia, Factor de Potencia, etc., para coordinar la interconexión yproporcionar las protecciones contra falla. Estos valores deben ser rápida yprecisamente colectados, computados y compartidos con los algoritmos de control delsistema para poder proporcionar una operación paralelo estable.

Controlador de la Transferencia Suave de Carga. Constituye el cerebro de todo elsistema y de toda la estrategia de operación del mismo. A través de la comunicacióncon el controlador de transferencia y con los dispositivos de medición y protecciónademás de con el motor y generador, este dispositivo supervisa y controla la operaciónde todo el sistema. Proporciona las siguientes funciones:


Control activo sobre el voltaje del generador, la frecuencia y el ángulo de faserelativo para lograr la sincronía de ambas fuentesSalidas analógicas y PWM para el control de Velocidad/Potencia y salidasanalógicas para controlar Voltaje/Factor de PotenciaComunicación por Internet e Internet para acceso remotoRegistro de eventos por tiempo y fechaInterface Gráfica de Usuario para fijar parámetros y ajuste de los mismos. Lafigura 3.6 muestra una Interface Gráfica de Usuario (GUI) sensible al tacto

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Figura 4.5 Componentes de un sistema de arranque suave

Figura 4.6 Interface gráfica de usuario (GUI)


Cálculo de los ahorros y Retorno de Inversión

El análisis de los ahorros derivados de la auto-generación para reducir los cargos porenergía y demanda en horarios punta se lleva a cabo considerando los costos queinvolucra utilizar los sistemas de generación existente para suministrar la energía quese dejará de demandar de la red. El período de tiempo será determinado por la duraciónde los horarios punta en una región particular. La diferencia entre estos costos y loscostos resultantes de compra de esa energía de la misma compañía suministradoradará una buena aproximación del potencial económico de la alternativa de auto-abasto.La inversión iniciadle capital deberá tomar en cuenta los costos del equipo, mano deobra y materiales como Planta Generadora( si no existiera o fuera necesario sustituirla),Tablero de Transferencia Suave de Carga, adecuaciones a la planta generadora (cuando se requiera un cambio de gobernador y/o regulador de voltaje), obraelectromecánica y dispositivos auxiliares, entre otros. Los costos inherentes a la auto-generación deberán considerar los precios del combustibles (con o sin exencionesfiscales) y los cotos del suministro; los gastos adicionales de mantenimiento a lamáquina derivados del incremento en el número de oradse operación en régimencontinuo (filtros, aceito, refrigerante, etc.). Existen diferentes fórmulas para calcular elperíodo de recuperación de la inversión sin embargo, todas deben tomar en cuenta lainversión inicial y los beneficios económicos derivados de esa inversión (ahorros)

4.2 Almacén Térmico ( Thermal Energy Storage)

Los almacenes térmicos (agua, hielo, sales eutécticas) son alternativa para reducir loscostos de energía y demanda en horario punta derivados de la climatización deespacios. Estos sistemas funcionan enfriando agua o congelando materiales concambio de fase o haciendo hielo en tanque aislados durante la mañana o noche. Esteenfriamiento almacenado es después usado para climatizar espacios durante picos decarga térmica principalmente en horarios punta utilizando solo el bombeo derecirculación. La capacidad de estos sistemas se define en toneladas-hora

Estos sistemas representan un mayor beneficio las situaciones como:

• Una carga térmica máxima superior a la carga promedio• Altos costos de la energía en horarios pico• Sistemas de enfriamiento en crecimiento• Un tanque existente disponible• Limitación de suministro eléctrico en sitio• Respaldo en capacidad de enfriamiento


Almacén Agua Helada. Los sistemas de almacén de agua helada utilizan la capacidaddel calor sensible del agua (1BTU/Lb F) para almacenar enfriamiento. Operan a rangosde temperatura compatible con enfriadores convencionales, reduciendo sus costos parasistemas mayores a 2000 toneladas-hora. Requiere de grandes espacios para lostanques almacenamiento (10.7-21 ft3/Ton-hr) como se muestra en la figura 4. 7

Figura 4.7 Tanque para almacén de agua helada

Almacén Hielo. Los sistemas de almacén de hielo utilizan el calor latente de fusión delagua (144 Btu/Lb) para almacenar capacidad de enfriamiento. Almacenar energía atemperaturas de congelación requiere equipo de refrigeración que provea cargar fluidosa temperaturas inferiores a los rangos normales de operación de enfriadoresconvencionales utilizados en aire acondicionado. Los tanque son mucho mascompactos que los de agua helada (2.4-3.3 ft3/Ton-hr)

Sales Eutécticas. Las sales eutécticas, mejor conocidas como materiales de cambio defase, usan una combinación de sales inorgánicas, agua y otros elementos para crearuna mezcla que se congele a una temperatura deseada. El material es encapsulado encontenedores plásticos apilados dentro del tanque mientras se recircula agua. Lamezcal mas usada para almacén térmico se congela a los 47F


Existen dos configuraciones básicas de operación para los almacenes térmicos:

1. Almacén Parcial2. Almacén Total

La estrategia de almacén parcial se utiliza cuando la capacidad del enfriador es menorque la carga de diseño. En este modo de operación el enfriador toma parte de la cargapico de enfriamiento y el almacén toma el resto de ella, siendo mas atractivo cuando lacarga térmica pico es mucho mayor que la carga promedio

• Load:*Í|¿W," CrilerOi

', CMer Charging $

oe Meéis Load

eo

24-hCMjf Peflod

Figura 4.8 Estrategia de Almacenamiento Parcial


La estrategia de almacén total se basa en transferir la carga pico de enfriamiento fueradel horario punta de energía. El enfriador opera a su capacidad total para cargar elalmacén en horario no punta y éste a su vez tomará la carga térmica en horario puntadejando fuera de operación al enfriador. El esquema es atractivo cuando los costos deenergía son altos en los períodos punta

CMterOr

Chula Meéis Load Directiy

Storag® Kteñis Load

?4-hcur Perori

Figura 4.9 Estrategia de Almacén Total


CAPITULO 5CASOS DE ESTUDIO

Se presentan 3 casos de estudio donde se analizan alternativas para la reducción de lafacturación. El Caso de Estudio 1 está concluido en su fase de evaluación restando laimplementación y resultados. Los Casos 2 y 3 de Ahorros de energía porAutomatización y Control y Sustitución de Equipos en Sistemas HVAC quedaronimplementados y se presentan los resultados en términos de ahorro de energía yahorros monetarios

Caso de Estudio 1

Uso de Generador de Emergencia en Horario Punta Para Reducir la Facturación deEnergía Eléctrica

Escuela de Graduados en Administración y Dirección de Empresas ( EGADE) del Tecde Monterrey

Para llevar a cabo el estudio se revisaron los consumos históricos durante un año(2004). El edificio recibe la energía de la Comisión Federal de Electricidad en tarifa HM

La CFE ha definido cuatro diferentes períodos, los cuales aplican para cada una de lasregiones tarifarias mencionadas para distintas temporadas del año. Esto es para cadatarifa y por cada región existen diferentes temporadas durante el año y períodos duranteel día. A continuación se muestra la que aplicaría para el área metropolitana deMonterrey

Regiones Central, Noreste, Norte y Sur

Del primer domingo de abril al sábado anterior al último domingo de octubre

Día de la semana

| Lunes a viernes

| Sábado

Domingo y festivo

Base

0:00 - 6:00

0:00 - 7:00

0:00-19:00

Intermedio

6:00 - 20:0022:00 - 24:007:00 -24:00

19:00-24:00

Punta

20:00 - 22:00


Del último domingo de octubre al sábado anterior al primer domingo de abril

j Día de la semana

Lunes a viernes

1 Sábado

Domingo y festivo

Base

0:00 - 6:00

0:00 - 8:00

0:00-18:00

Intermedio

6:00-18:0022:00 - 24:008:00-19:00

21:00-24:00

18:00-24:00

Punta

18:00-22:00

19:00-21:00

Analizando año 2004 se obtuvo que el total de horas anuales se distribuyan en losperíodos base, intermedio y punta como se muestra en la figura 5.1

Horas Totales2004

Intermedia57%

Figura 5.1 Distribución de horas en los períodos

La gráfica muestra que la mayor parte del año lo representan las horas en período basee intermedio. De los históricos de facturación se muestra en la figura 5.2 la distribuciónen costo que representan cada uno de estos tres períodos


Facturación Anual2004

Intermedia45%

Figura 5.2 Distribución de la facturación

Este análisis muestra que el horario punta representó tan solo el 9% en la distribuciónanual, pero impactó con el 42% la facturación total que pagó el Tec de Monterrey porenergía a CFE durante el año 2004

Para el análisis anterior se obtuvieron las energías de cada periodo con su respectivocosto

x$B +KWhlx$,+KWhpx$p (1.1)

Para las demandas se utilizaron los factores de reducción para separar los períodosintermedia y punta

DF = DP + FRI x max (DI - DP.O) + FRB x max (DB - DPI.O) (1.2)

DF= 0.7* DP + 0.3* DI (5.1)

No se consideró recargo o bonificación por FP ni el IVA

Agrupando los cargos por energía y demanda se obtienen el costo real para cada unode los períodos Base, Intermedia y Punta. La tabla 5.1 muestra la diferencia entre losprecios de CFE para la energía y los costos que realmente representó la energía encada período durante el año 2004


Costo promedio de la energía (KWh) 2004

CFE oficialFacturado

Base$0.4615$0.4669

Intermedio$0.5633$0.6391

Punta$1.7518$3.5836

Tabla 5.1 Costo de la energía por período

Estimación de Ahorros

La energía y demanda que se dejaría de consumir de la red sería suministrada por ungenerador de emergencia de 350 ya en sitio. El primer punto consiste en estimar elcosto del combustible para la autogeneración. El generador se consideró con una tasade 3.5 KWh/Litro

La tabla 5.2 presenta el desglose para el período punta, para ello se consideran lashoras punta de cada mes para obtener los KWh capaces de generar; el costo delcombustible se obtuvo de la página oficial de la CFE.

MesEneroFebreroMarzoAbrilMayoJunioJulioAgostoSeptiembreOctubreNoviembreDiciembre

KWh puntaGenerados

19740176402100010500882092409240924088208820

1974016380

DifCFE14,00112,95026,9504,200

12,04013,02812,11012,46010,71012,18026,040

0

KW PuntaGenerados

350350350350350350350350350350350350

DifCFE311249289311327375346392245275291185

Diesellitros

564050406000300025202640264026402520252056404680

CostoDiesel

3.003.193.123.283.323.623.413.643.924.144.484.50

Total$

16,933.6516,057.8418,747.669,848.978,370.719,557.518,997.239,609.659,885.96

10,433.1325,257.3921,060.00

$164,759.70

Tabla 5.2 Costo de generación en horario punta

El punto siguiente es recalcular la facturación de CFE considerando ahora ladisminución de energía y demanda por la autogeneración, de la tabla anterior seobtiene la diferencia en energía (KWh) y Demanda (KW) de CFE

Utilizando una hoja de calculo se obtiene que la facturación de CFE se reduciría un20.48%, esta cantidad deberá cubrir el costo del combustible y las adecuacionesnecesarias de tal forma que haga factible el proyecto


Dentro de las adecuaciones se considera un tablero de sincronización y un tanque decombustible de mayor capacidad. Actualmente al generador se le hacen dos revisionespreventivas anuales por lo que se incrementarían a cuatro, pero solo dos se contemplanen los gastos de operación. El resultado se muestra en la tabla 5.3

CFE$2,668,554.55

Diesel$ 164,759.70

Mtto$ 20,000.00

CFE*$ 2,122,063.10

Dif Ahorro$361,731.76

Tabla 5.3 Ahorros por generación en punta

Considerado la inversión inicial por concepto del tablero de sincronización y tanque dediesel por $550,000.00 se obtiene que la inversión se recuperaría en 1.52 años.Tiempo inferior al estándar de 2.0 años que hace atractivo un proyecto

La figura 5.4 muestra el costo de la energía en los tres períodos y como se podríamodificar con la generación en sitio

$/KWhBaseIntermedioPunta

Original$ 0.4669$ 0.6398$ 3.5920

Propuesta$ 0.4669$ 0.6401$ 2.3530

Tabla 5.4 Costo de la energía por período

La figura 5.3 muestra como se modificaría la distribución de la facturación a CFE,quedando en una forma más proporcional los costos en comparación con las horasdurante el año de cada uno de los períodos

Facturación Propuesta

Intermedio52%

Figura 5.3 Distribución con autogeneración


CASO ESTUDIO 2:Reducción Consumo Eléctrico por Automatización y Control del Sistema HVACEdificio CEDES

El sistema de aire acondicionado del Tec de Monterrey es en mayor proporción unsistema a de agua helada, con chillers enfriados por agua y en menor cantidad detoneladas de enfriamiento unidades tipo paquete, equipos divididos, multisplit, minisplity unidades de ventana.

Para el servicio dentro del polígono del campus actualmente se tiene 5 centrales degeneración de agua helada interconectadas en algunos de sus ramales principales:

• Agua Helada 1: BibliotecaCapacidad Generación 1,250 Toneladas de RefrigeraciónUnidades: 3

• Agua Helada 2: El LagoCapacidad Generación: 500 Toneladas de RefrigeraciónUnidades: 1

• Agua Helada 3: Aulas 7Capacidad Generación: 1,400 Toneladas de RefrigeraciónUnidades: 3

• Agua Helada 4: CedesCapacidad: 900 Toneladas de RefrigeraciónUnidades: 2

• Agua Helada 5: NogalesCapacidad: 3,000 Toneladas de RefrigeraciónUnidades: 3

Debido a que la mayor parte del año predominan altas temperaturas en la región, elservicio de climatización se convierte en una de las principales cargas eléctricas delInstituto llegando a ser hasta el 60% de la energía total consumida del campus en losmeses de verano.

El edificio Cedes esta desacoplado del resto del sistema y cuenta con su central deagua helada de tal forma que se puede analizar su consumo energético debido a laclimatización y así como áreas de oportunidad.


Sistemas de Automatización HVAC

El sistema de agua helada con condensador enfriado por agua cuenta con lossiguientes elementos• Enfriador (Chiller)• Torre Enfriamiento• Bombas (Agua Helada y Agua de Torre )• Unidades Manejadoras de Aire (DMA)

Hasta el año 2000 las unidades manejadoras de aire prácticamente permanecíanencendidas las 24 horas del día durante el año por lo que se inició el proyecto deautomatización en primera instancia del manejo de aire colocando PLC que entre otrascosas se podía controlar los horarios de operación, esto representó una disminución del30% de la energía consumida por las casi 50 manejadoras que alimentan los 12 pisosdel edificio. La figura 5.4 muestra el perfil de consumos del 2000 y el 2003 cuando seconcluyó el control de los 12 pisos en particular para un mes considerado cálido

Consumo DMA

4000

3500

3000

a 2500

2000

1500

1000

V :

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

Días

Figura 5.4 Perfil consumos manejadoras


Analizando el año completo se obtiene que los consumos fueron 1,100,000 KWh y ladisminución por el control de horarios de operación se estimó en 330,000 KWh.Tomando el costo de la energía incluyendo demanda para el 2003 ( alimentación CFE)a un precio promedio de 0.80$/KWh , se tendría un ahorro de $264,000 pesos anuales

Para el caso de la energía consumida en unidades manejadoras de aire se habla deestimación pero no se puede dar un resultado exacto ya que se hicieron modificacionesmecánicas a las unidades a la par de que se instalaba el control además de laimplementación de un programa de rutinas de mantenimiento del sistema HVAC. Todolo anterior tuvo como reflejo un incremento en los consumos ya que al retirarintercambiadores de agua caliente de las maquinas y poder dar mantenimientos mascompletos se incrementó el manejo de aire y con ello los amperajes en los motores

La segunda fase de la automatización radica en la instalación de válvulas automáticaspara el agua helada de alimentación a las unidades manejadoras así como de sensoresde temperatura los cuales se integran en el controlador quien de acuerdo a la estrategiade control modula el porcentaje de apertura o cierre de las válvulas para mantener laszonas dentro de un rango de confort sin cambios abruptos en las temperaturas

Esta acción tiene su impacto en la generación de agua helada, ya que una vez que elcontrol detecta que se ha alcanzado un set-point definido empieza el cierre de lasválvulas automáticas de tal forma que el agua regresa al enfriador sin que haya ganadotemperatura al pasar por las manejadoras regresando a una temperatura similar a la detemperatura de generación provocando que el control interno del enfriador, a través desu válvula deslizante, reduzca las toneladas de refrigeración entregadas y con ello laenergía consumida

Al no contar con válvulas automáticas el control sobre la generación de agua helada serealiza directamente sobre enfriador fijando un set-point de temperatura de salida, peroesta estrategia tiene sus inconvenientes ya que el chiller recibe la una mezcla de aguade todas las zonas por lo que puede generar menos o mucho mas de las toneladas quese requieran sobre todo en edificios de cristal como el Cedes donde la orientación oincidencia solar genera diferentes zonas térmicas, es decir la ganancia térmica del ladoponiente no será la misma que del oriente en verano o el norte del sur en invierno, porlo que al entregar mas toneladas de las requeridas generará desconfort y al excedersese tendrá desperdicio de energía

La figura 5.5 muestra el perfil de la energía consumida en la generación de agua heladaincluyendo además de chiller, el bombeo tanto de agua helada, de condensación yventiladores de la torren de enfriamiento debido a que la medición es para eltransformador de 440V, que es la tensión en la que se encuentran los equipos


Consumos Chiller Cedes

12000

10000

8000

—,2003

2000>- >" -•• • - / -Ni • \ 1>^V^-í^">rrf*v-:pii£

üíiíir ¿J,..ULlA¿iS

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

Julio

Figura 5.5 Perfil de consumos enfiadores

Durante el año 2000 el consumo de energía por la generación de agua helada fue de2,000,000 KWh. La gráfica muestra los consumos del enfriador para un mesconsiderado cálido (Julio). Del sistema de monitoreo SADE se obtuvo que la energíaconsumida durante el año 2003 fue de 1,600,OOOKWh, por lo que la colocación deválvulas automáticas integradas al sistema de control generó un ahorro de 400, 000KWh, al igual que en el análisis para las manejadoras se toma el costo de la energíacomo 0.80$/KWh dando un total de $320,000 pesos anuales

Al considerar el efecto global del sistema de automatización en el ahorro de energía conla implementación de horarios de servicio, control de temperatura, monitoreo de zonaspara mejor distribución de agua helada a través de válvulas automáticas se alcanzaronahorros de cerca de 750,000 KWh anuales los cuales representan cerca de $600,000pesos de ahorro al año

Como todo proyecto se requiere una inversión o costo inicial, la cual consisteprincipalmente en la adquisición de controladores, válvulas automáticas, sensores detemperatura de inyección, de zona o retorno, canalización y cableado de señales asícomo la instalación física de los mismos, no se considera la ingeniería de control la cualse realizó por el mismo departamento de Planta Física del Instituto ni la integración conel sistema central de control para todo el campus


El catálogo de conceptos de automatización y control para el proyecto de control para51 unidades manejadoras de aire con válvula común para agua fría y agua caliente delos 12 pisos de edificio Cedes así como de los dos semisótanos tiene un monto de$100,138 USD + IVA. Considerando los ahorros que se tienen por la disminución deenergía eléctrica tomaría dos años recuperar la inversión inicial, lo cual se considera untiempo aceptable para un proyecto de inversión

Las figuras 5.6, 5.7 presentan el sistema de control con gráficos implementados, dondese monitorea y controla tanto las temperaturas de zona así como los horarios deoperación. Se muestra un piso típico el cual se repite desde el nivel 3 hasta el nivel 12del edificio y el sistema de generación de agua helada ubicado en el sótano del edificio

Figura 5.6 Sistema de Control Unidades Manejadoras de Aire


MAIN

BACK

.^wf^uff

Figura 5.7 Sistema de Control Central Agua Helada Edificio Cedes


CASO ESTUDIO 3:Reducción Consumo Eléctrico por Sustitución de Equipos en Sistema HVACEdificio CEDES

Un área de oportunidad para la reducción de consumos eléctricos es la sustitución deequipos por sistemas mejorados tecnológicamente y sobre todo que ofrezcan mejoreseficiencias energéticas

El estudio contempla los enfriadores de agua helada del edificio Cedes. El edificiocuenta con dos unidades marca Trane con capacidad de 450 toneladas de refrigeracióncada una para abatir la carga máxima del edificio a una temperatura máxima de diseñode 40°C. De acuerdo al diseño la carga total del edificio podría manejarse manteniendosolo una unidad de 450 toneladas, quedando como respaldo ante una falla omantenimiento la otra unidad

El edificio se inauguró el año 1993 y hasta el año 2000 aun se operaba con solo unaunidad de 450 toneladas para manejar la carga máxima; a partir del año 2002 serealizaron reparaciones mayores a los enfriadores por lo que su capacidad y eficienciafue disminuyendo con las horas de operación las cuales son las mayores de losedificios del campus

La figura 5.8 muestra las demandas que se tuvieron en la generación de agua heladapara climatización del edificio

Consumo Enfriadores CEDES700

650

r~- en T-(N CN CO

Julio

Figura 5.8 Demanda en generación de agua helada


La gráfica anterior muestra que para el año 2000 se manejaban demandas de 400KWen promedio para un mes calido como Julio y en ese mismo mes pero del año 2004 lasdemandas promedio son de 620KW para prácticamente la misma carga térmica deledificio. La explicación estriba en que hasta el año 2000 solo una unidad de 450operaba y en el 2004 la unidad de respaldo tenía que ponerse en operación para entreambas abatir la carga térmica del edificio, esto es después de 11 años de operación haaumentado un 50% la demanda de energía eléctrica para logar el mismo enfriamiento,ante estos hechos se hace evidente el estudio de la sustitución de equipos

Como primer paso se obtiene cual es el consumo actual del sistema de enfriamiento enun día de carga máxima de tal forma que el sistema requiera las 450 toneladas derefrigeración de diseño

14-Jun-04

800 i

700 -

500

300

200

100

Figura 5.9 Perfil Consumo Cedes

La figura 5.9 muestra que el edificio requiere la carga máxima, 450 toneladas derefrigeración, en el horario de 7:00 a 16:00 hrs con una demanda promedio de 630 KW,debido a que operan las dos unidades. De lo anterior se desprende que la eficiencia dela generación de agua helada, ya que como se mencionó anteriormente incluye losenfriadores, bombas y torre de enfriamiento, es de 1.4 KW/Ton


Considerando que el sistema de automatización enciende el enfriador a las 05:25 y seapaga a las 22:25 se obtiene que la demanda promedio durante el período de operaciónseria de 471.18 KW con una demanda máxima para el mismo período de 698.80 KWcon un factor de carga de 67%.

Para el caso del Cedes la inversión inicial del costo de un equipo no tendría queconsiderarse ya que se cuenta con una nueva central de agua helada con tresenfriadores centrífugos con capacidad de 3000 toneladas de refrigeración, la inversióninicial a contemplar es la infraestructura en tubería para llegar con agua helada desde lanueva central hasta el edifico Cedes.

Actualmente se tiene una red de agua helada instalada hasta el edifico Ciap. La figura5.10 muestra gráficamente cual sería el alcance del proyecto. El presupuesto deldepartamento de proyectos contempló la instalación de 400m.de tubería de 12" diaVictauilic, 70 copies 12" dia Victauilic, suministro e instalación de soportaría así como400m. de aislamiento con medias cañas de 2" de espesor con un valor total de$450,000 pesos lo cual se toma como la inversión inicial para la sustitución de losequipos actuales de agua helada para el edificio

«STlTUro TTCNOLOOCO

r ce esnjuasDE MOfs»

Figura 5.10 Plano de Interconexión Agua Helada


Una vez que se estima cual es la eficiencia del sistema actual y se tiene el costo delreemplazo se obtiene cual sería el ahorro que representa la sustitución del equipo. Latabla 5.5 muestra una corrida para los equipos instalados en la nueva central donde seobserva el desempeño energético a carga total y parcial

CenTraVac Chiller 1000

% Load100908070;

6050403020

: 10

Capacity1000.0900.0800.0700.0600.0500.0400.0300.0200.0

KÍOO.O

KW620.5477.3367.2281.2209.6153.9126.5101.075.948.4

Amps900.0704.5561.9455.9371.9309.5279.9253.2227.6200.7

Efficency0.6210.5300.4590.4020.3490.3080.3160.3370.3380.484

Tabla 5.5 Desempeño energético de enfriador

Debido a los avances en tecnología estos equipos cuentas entre otras cosas convelocidad variable, la demanda energética se reduce al disminuir la carga alcanzandoeficiencias hasta poco mas de 0.3KW/Ton a cargas parcialesLa figura 5.11 presenta el desempeño que puede alcanzarse con el sistema defrecuencia ajustable (AFD)

AFD v*rau* Starter P»rfomrMnc*

2O 30 4O BO «O 7O 90Load

1Í

Figura 5.11 Desempeño a cargas parciales. Cortesía Trane


La medición del sistema actual es de la generación total de agua helada, es decirincluyendo bombeo y torre de enfriamiento, la corrida de la tabla 5.5 muestra solo lademanda del enfriador. Suponiendo que se operara una unidad de 1000 toneladas secalcula que la eficiencia total del sistema seria de 0.85KW/Ton, comparada con el valorpico de 1.4 KW/Ton que llega a demandar el sistema actual

De las mediciones del sistema de monitoreo se calcularon los ahorros de energía querepresenta climatizar el edificio desde la nueva central tomando la eficiencia energéticade 0.85 KW/Ton, con una carga térmica máxima de 450 toneladas estimando un factorde utilización de 67% con ciclos de operación de 17 horas diarias. Los costos de laenergía se toman de la facturación de Iberdrola con la cual se suministra al Cedes aligual que a la nueva central. Los resultado se presentan en la tabla 5.6

2004MayoJunioJulioAgostoSeptiembre

Dif Mega(Kwh)58,256

100,919143,440143,793121,194

$/Kwh Iberd0.92480.88820.82820.76430.7246

Ahorro ($)$53,877.47$89,640.77

$118,796.02$109,897.22

$87,817.17$460,028.65

Tabla 5.6 Ahorros estimados utilizando enfriador 1000 TR

Como ya se mencionó el costó del proyecto se estimaba en $450,000 pesos por lo queesta inversión inicial es recuperable tan solo en los 5 meses mas cálidos, de mayo aseptiembre.

El análisis anterior contempla el caso de carga total de 1000 toneladas, cuando la cargadel edificio es tan solo la mitad, de la figura 5.6 se muestra que la eficiencia a cargasparciales mejora por lo que tomando la eficiencia para 500 ton de la tabla proporcionadapor la corrida del enfriador se tiene que a esa carga la demanda para solo generaciónde agua seria de 0.316 KW/ Ton, la segunda mas baja que logra el enfriador, por lo quese puede considerar que la eficiencia global del sistema para la carga del edificio seríade 0.45KW/ton contra 1.4KW/Ton actuales, logrando ahorros estimados como semuestra en la tabla 5.7


2004MayoJunioJulioAgostoSeptiembre

Dif Mega(Kwh)112,544158,807203,257198,009170,082

$/Kwh Iberd0.92480.88820.82820.76430.7246

Ahorro ($)$104,085.18$141,059.48$168,336.68$151,333.09$123,241.42$688,055.85

Tabla 5.7 Ahorros estimados con un enfriador a carga parcial

El ahorro aumenta considerablemente como se presenta en la tabla anterior tomandosolo algunos meses recuperar la inversión inicial

RESULTADOS

El proyecto tomó cuatro semanas quedando en operación la interconexión de aguahelada el 23 de abril 2005. Para determinar el ahorro se obtuvieron los consumos deenergía para la generación de agua helada en la acometida del Cedes y las dosacometidas de la central de agua helada 5 (CFE-IEM) una semana antes y una despuésde la interconexión

La CHA5 ( Megacentral) opera tanto en CFE como en Iberdrola donde el criterio paraoperar en Iberdrola es no exceder los 4.5MW (230 Amperes alta) pero sin que opereen el período punta de CFE

La tabla 5.8 presenta el ahorro de energía que se logró enviando agua helada de laCAH5 hacia el edificio CEDES.

Consumo Energía Agua Helada (KWh)

CEDES T4CAH5 CFECAH5 IBERDTotal

18 al 22 de abril (lu a vi)39,36217,49317,29774,152

KWh disminuciónKW promedio disminución

25 al 29 abril (lu a vi)0

4,86642,14347,01027,142

226

Tabla 5.8 Ahorros por sustitución de equipos


Para poder hacer la comparación igualdad de condiciones de operación se tomó elparámetro de la temperatura exterior, de donde se observa que la semana que se operódesde la CHAS las temperaturas fueron ligeramente superiores por lo que se estimaque el ahorro real sea superior. Considerando el consumo de sábado y domingo declimatización en el Cedes los ahorros deben superar los 30,000 KWh por semana y120,OOOKWh mensuales

La figura 5.12 muestra el perfil de temperaturas de la semana de 18 al 22 de Abril y del25 al 29 de Abril, antes y después de la Interconexión respectivamente

Temperatura Exterior Promedio

Figura 5.12 Perfil de temperatura exterior


Conclusiones

Existen áreas de oportunidad que pueden aprovecharse teniendo la medición entiempo real; el análisis de este trabajo se basó principalmente en informaciónhistórica tanto de CFE como de Iberdrola, las recomendaciones se hacen sobreeventos pasados dejando ir oportunidades importantes de ahorro.

El consumo anual del ITESM, campus Monterrey en las tres acometidasprincipales de CFE así como el suministro de Iberdrola superó los 31 millones deKWh, por lo que el costo de un sistema sencillos pero efectivo de medición entiempo real por acometida representaría el 0.3% del costo de la facturación totalpor energía eléctrica en el año anterior.

Bajo el esquema de autoabastecimiento es esencial la correcta selección de lacapacidad contratada, debido a que esto se traduce en el pago proporcional delcosto total del proyecto en relación a la capacidad adquirida, normalmentediferido a 20 años independientemente de la cantidad de energía demandada.Teniendo en consideración lo anterior los parámetros que determinarán el costounitario de la energía son el factor de carga al cual se opera y el precio delcombustible, en este caso gas natural

De la información histórica se observó que para el 2004 existen meses en losque facturación de Iberdrola fue inferior a la que se hubiera tenido con esosmismos consumos en CFE, estos meses presentaron factores de carga altosrelacionados principalmente con la temporada cálida y por ende con la operaciónde las centrales de agua helada para la climatización del campus

Para el año anterior la facturación de Iberdrola resultó 0.6% mayor a si laenergía fuera suministrada por CFE. El estudio muestra que mejorando el factorde carga en los meses bajos al menos un 10%, colocando las cargas con losperfiles mas constantes el resultado sería ya a favor del esquema y si se tomaen cuenta el efecto combinado del factor de carga y fijar un precio de gas en unacobertura los ahorros serían entre 400 y 600 mil pesos anuales.

Para el estudio se consideró un precio del gas de 5.5 USD/MMBTU que pudohaberse fijado en 2003 para aplicar en 2004. La situación actual es diferente porlo que el beneficio de la cobertura no aplica debido a que el costo del gas oscilaen los 6.5 USD/MMBTU y las coberturas que se ofrecen superan los 7USD/MMBTU


Tomando el cargo fijo por capacidad contratada independiente del consumo, seobtuvo que el costo promedio del cargo variable por combustible y operación fuede 0.45 pesos/KWh, es decir al no existir una tarifa horaria en el esquema deautoabastecimiento, se puede interpretar que durante el 2004 el costo de laenergía tiene una tarifa inferior al costo de la energía en horario base de CFE locual resalta la importancia del factor de carga o de transferir a este esquema,mientras la infraestructura lo permita, la mayor cantidad de carga de CFE enhorario punta siempre y cuando los costos del combustible no repuntenconsiderablemente, de lo contrario se tendría que hacer la evaluación paradefinir cual representaría menores perdidas

El caso de estudio del uso del generador de emergencia en el edificio Egademuestra el esquema de tarifa horaria de facturación donde resalta de maneraimportante el efecto combinado de energía y demanda en el periodo punta, elcual alcanza el doble del costo de la energía en ese horario con el que publicaCFE, por lo que la generación en sitio para la reducción del consumo a CFE enel período punta es una alternativa de reducción de la facturación con tiemposde retornos de inversión aceptables

Las cargas por aire acondicionado son una de las mas importantes en zonascálidas o extremosas, por lo que una operación eficiente a través de lossistemas de automatización y control puede reducir considerablemente losconsumos energéticos derivados de la climatización y por ende la facturación

Monitoreando los consumos eléctricos de los sistemas de enfriamiento ydeterminando la carga térmica o la de diseño se puede establecer el desempeñoenergético de los sistemas HVAC y en base a ello decidir su reemplazo porequipos con mayor tecnología y mejores eficiencias a cargas parciales que es elpunto donde trabajan mas de la mitad del tiempo, como lo representó el caso delestudio de sustitución de equipos en edificio Cedes


RECOMENDACIONES

• Monitoreo en tiempo real de las acometidas principales• Evaluación térmica-eléctrica de los enfriadores de la central de agua helada 5 a

cargas totales y parciales• Evaluación técnica-económica del los sistemas de almacenamiento térmico para

mejorar el factor de carga en los perfiles de Iberdrola• Evaluación técnica-económica para alimentar los edificios de sorteos en

temporadas de baja carga para aumentar el factor de carga en Iberdrola y reducirel costo unitario de la energía


BIBLIOGRAFÍA

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Tableros de Sincronización http://www.gopower.com

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