Buenas practicas eficiencia energética industria alimentos

Ing. Luis Genaro Marulanda

Ing. Julio César Ramírez

QUIENES SOMOS:

Somos una Multinacional dedicada a las industrias de la confitería, alimentación y bebidas, que emplea a unas 100.000 personas en todo el mundo. Está integrada por las marcas globales de alimentos de la antigua Kraft Foods, a la que sucedió en 2012.

El nombre Mondelēz proviene de la contracción de las palabras Monde (mundo en francés) y Delez como una alternativa a delicioso.

ALGUNAS DE NUESTRAS MARCAS:

Mondelez Colombia S.A.S.

La planta de manufactura Mondelez Colombia S.A.S, es una planta de Gomas y Caramelos que cuenta con cerca de 950 trabajadores en sus instalaciones ubicadas en Cali en la Cr 4N # 64-10 Barrio Calima.

Se producen anualmente un promedio de 30.000 toneladas en productos de los cuales aproximadamente el 80% se exporta a 29 países.

ALGUNAS DE NUESTRAS MARCAS:

DATOS CURIOSOS SOBRE EL CONSUMO LOCAL:

15 millones de unidades de Chiclets se producen en Colombia cada día. En el 2013, los consumidores colombianos compraron 790 millones de cajitas de dos unidades, lo que significa que comieron 1.580 millones de pastillas.

210 millones de paquetes individuales de chicles Trident se consumieron en el mercado local en el transcurso del año pasado. De acuerdo con la compañía, la planta de Cali elabora 6 millones de pastillas de esta marca cada día.

7 millones de estos chicles se producen diariamente en la planta de Cali. Si se suman todas las unidades que se hacen de las marcas Chiclets, Trident, Bubbaloo y Halls en un día, se podrían tapizar dos canchas de fútbol.

13 millones de unidades de Halls produce Mondelez al día en su planta de Cali. A nivel mundial, la fortaleza de esta marca se encuentra, particularmente, en mercados localizados en Norteamérica y América Latina, según su reporte del Q3.

Oficinas comerciales y Casino

Bubaloo Chiclets

Halls

sparkies

MotitasCertsTrident

PRODUCCION DE VAPOR

EQUIPOS DE RE-FRIGERACION

MAQUINAS PRODUCCION

AIRE COMPRIMIDO COLECOTRES DE POLVO

ILUMINACION0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%46%

35%

7% 6% 5%

1%

BALANCE ENERGETICO PLANTA CALI

S

CONSTRUCCIÓN DE CURVASBASES PARA EL MONITOREO Y CONTROL DE LASTENDENCIAS DEL CONSUMO E INDICADORES DE

EFICIENCIA ENERGÉTICA.

GESTIÓN INTEGRAL ENERGÉTICA

Sostenibilidad

ambiental

Estrategia organizacional sistemática

Aumentar competitivi

dad industrial

Procesos de compra

Optimización del consumo energético

Uso final y administra

ción

Interrelación entre los procesos productivos


Nivel elevado de conciencia del uso eficiente de los recursos.

Culturales

Gerenciales

Tecnológicos

Interrelación de los procesos productivos


• Generar mecanismo estructurado

Facilite

¿Que se busca con el sistema

de GIE?

HERRAMIENTAS CLAVES DE GESTIÓN INTEGRAL ENERGÉTICA

1. Línea base del Consumo de energía en función de la producción.

2. Línea base del comportamiento del Índice de consumo en función de la producción.

3. Indicador de Desempeño Energético.

4. Línea de la Tendencia periódica y acumulada del consumo.

1. LÍNEA BASE DEL CONSUMO DE ENERGÍA EN FUNCIÓN DE LA PRODUCCIÓN

Permite conocer el modelo regresivo en función del nivel de producción que a su vez le muestra el consumo de energía planeado o esperado para dicho nivel de producción, y de esa manera conocer el diferencial del consumo entre el real obtenido y el esperado.

Beneficios de su uso


• Graficar datos de producción vs consumo de energéticos.

• Conocer la ecuación que modele el consumo de energía para cada nivel de producción

Pasos para construcción


Mes (Año 2014)

TON KW/ H(A+B) KW/ H(A+B+G) GJ (A+B+G)

Enero 1.749 1.549.504 3.026.400 10.895 Febrero 2.426 1.627.774 3.731.865 13.435 Marzo 2.426 1.750.375 3.597.184 12.950 Abril 1.768 1.386.548 2.772.732 9.982 Mayo 2.522 1.699.359 3.473.817 12.506 J unio 2.518 1.586.260 3.255.349 11.719 J ulio 3.138 1.910.266 3.734.946 13.446

Agosto 2.383 1.703.122 3.485.985 12.550

Septiembre 2.390 1.663.367 3.456.671 12.444

Octubre 2.245 1.632.269 3.388.734 12.199




2. LÍNEA BASE DEL COMPORTAMIENTO DEL ÍNDICE DE CONSUMO EN FUNCIÓN DE LA

PRODUCCIÓN.

Permite conocer el valor óptimo del gasto energético por unidad de producto para cada nivel dado de producción, así como las ventajas de planear y producir lo más cercano a la producción crítica. Para ello sobre el mismo gráfico se muestran los índices de consumo esperados (planeados) vs los obtenidos.


Se crean dos columnas (datos de producción vs datos de consumo de energía). La tercera con Índice de consumo esperado y la cuarta con Índice de Consumo obtenido. El índice de consumo esperado lo obtendrá de dividir el consumo esperado sobre la producción obtenida.



PRODUCCIÓN.



PRODUCCIÓN.

𝑰𝑪 𝑷𝒍𝒂𝒏𝒆𝒂𝒅𝒐=𝟐 ,𝟐𝟖𝟎𝟏 𝒙+𝟔𝟖𝟑𝟗 ,𝟓[𝑮𝑱 ]

𝑷𝒓𝒐𝒅𝒖𝒄𝒄𝒊 ó𝒏𝒓𝒆𝒂𝒍𝒊𝒛𝒂𝒅𝒂 [𝑻𝒐𝒏]

𝑰𝑪 𝑶𝒃𝒕𝒆𝒏𝒊𝒅𝒐=𝑪𝒐𝒏𝒔𝒖𝒎𝒐𝒆𝒏𝒆𝒓𝒈 í 𝒂𝒐𝒃𝒕𝒆𝒏𝒊𝒅𝒐 [𝑮𝑱 ]

𝑷𝒓𝒐𝒅𝒖𝒄𝒄𝒊 ó𝒏𝒓𝒆𝒂𝒍𝒊𝒛𝒂𝒅𝒂 [𝑻𝒐𝒏 ]

Una vez completadas las dos columnas adicionales, se procede a graficar los índices de consumo, seleccione los datos de producción y de Índice de Consumo esperado


PRODUCCIÓN.

TON GJ (A+B+G) Indice

consumo esperado

Indice consumo obtenido

Consumo Energía

esperado1.749 10.895 6,19 6,23 10.827 2.426 13.435 5,10 5,54 12.371 2.426 12.950 5,10 5,34 12.371 1.768 9.982 6,15 5,65 10.871 2.522 12.506 4,99 4,96 12.590 2.518 11.719 5,00 4,65 12.581 3.138 13.446 4,46 4,28 13.994

2.383 12.550 5,15 5,27 12.273

2.390 12.444 5,14 5,21 12.289

2.245 12.199 5,33 5,43 11.958


PRODUCCIÓN.


PRODUCCIÓN.

3. INDICADOR DE DESEMPEÑO ENERGÉTICO (IDen)

El IDen establece un lenguaje sencillo y de fácil entendimiento ya que es un número de base cien que orienta sobre el uso que le damos a la energía.


En otras palabras mientras que el IDen sea igual y superior a 100, indica que se tiene un uso eficiente de la energía !!!

𝑰𝑪 𝑷𝒍𝒂𝒏𝒆𝒂𝒅𝒐=𝟐 ,𝟐𝟖𝟎𝟏𝒙+𝟔𝟖𝟑𝟗 ,𝟓[𝑮𝑱 ]

𝑪𝒐𝒏𝒔𝒖𝒎𝒐𝒅𝒆𝒆𝒏𝒆𝒓𝒈 í 𝒂𝒐𝒃𝒕𝒆𝒏𝒊𝒅𝒐[𝑮𝑱 ]𝒙 𝟏𝟎𝟎


Consumo Energía

esperadoIDen

consumo esperado

10.827 99,379 10.827,39 12.371 92,083 12.371,02 12.371 95,530 12.371,02 10.871 108,905 10.870,72 12.590 100,673 12.589,91 12.581 107,351 12.580,79 13.994 104,080 13.994,45

12.273 97,796 12.272,98

12.289 98,754 12.288,94

11.958 98,024 11.958,32

Giga Joules


4. LÍNEA DE LA TENDENCIA PERIÓDICA Y ACUMULADA DEL CONSUMO

Consumo esperado

[GJ ]

Diferencia consumos

[GJ ]

Suma acumulada mes a mes

[GJ ]Costo total

energíaDiferencia consumo en

$

Suma acumulada mes

a mes $10.827,39 67,64 397.253.384$ 3.596.445,81$ 12.371,02 1063,69 1131,34 443.892.636$ 56.553.097,62$ 60.149.543,43$ 12.371,02 578,84 1642,53 474.361.937$ 30.775.105,12$ 87.328.202,73$ 10.870,72 - 888,88 - 310,04 379.550.850$ 47.258.974,51- $ 16.483.869,39- $ 12.589,91 - 84,17 - 973,05 589.668.426$ 4.475.138,30- $ 51.734.112,81- $ 12.580,79 - 861,54 - 945,71 541.209.685$ 45.805.039,92- $ 50.280.178,22- $ 13.994,45 - 548,65 - 1410,18 538.173.668$ 29.169.915,33- $ 74.974.955,24- $

12.272,98 276,57 - 272,08 498.410.509$ 14.704.236,24$ 14.465.679,08- $

12.288,94 155,08 431,65 493.687.279$ 8.244.947,12$ 22.949.183,37$

11.958,32 241,12 396,20 568.099.388$ 12.819.484,95$ 21.064.432,08$




DESCRIPCION SISTEMA ELECTRICO:

Circuito Popular – 34.5 kV

Sub. 1

Sub. 5 Sub. 3 y 4

Sub. 2 y 6

Frontera Torre B

Frontera Torre A

FRONTERA TORRE B:

FRONTERA TORRE A:

ESTUDIO CALIDAD DE POTENCIA ELECTRÍCA

1. Metodología

2. Resultados de las mediciones

3. Resistencia de puesta a tierra

1. METODOLOGÍA

Para la ejecución de las mediciones, se emplearon seis (6) equipos analizadores de redes digitales marca DRANETZ-BMI referencia Power Visa, Power Guia y Power Xplorer los cuales registran componentes armónicas con frecuencias de hasta 50 veces la frecuencia fundamental (3000 Hz), equipados con ocho (8) canales de entrada: cuatro (4) para tensiones y cuatro (4) para corrientes.

Permiten además medir todos los parámetros de interés en un circuito eléctrico, tales como: tensión, corriente, frecuencia, factor de potencia, potencias (aparente, activa y reactiva), entre otros.

Los equipos cuentan con sistema de memoria que permite el manejo y almacenamiento de la información para luego ser transmitida a un computador personal para su procesamiento y análisis.

Se registraron los parámetros mencionados en los transformadores de las seis (6) subestaciones. Las mediciones se realizaron del 22 de Agosto al 07 de Septiembre de 2014, con un intervalo de registro de cinco (5) minutos entre cada captura.

1. METODOLOGÍA

MEDIDA FECHAINTERVALO DE

MEDICIONTIEMPO ENTRE CADA CAPTURA

PUNTO DE MEDICION

122/08/201407/09/2014

12:1509:55

5 minSubestacion # 1 - Bornes de Baja T1 1000 kVA 34.5 kV/440V

222/08/201407/09/2014

15:1509:25


322/08/201407/09/2014

14:2008:55


422/08/201407/09/2014

14:4509:10


522/08/201407/09/2014

10:4508:45


622/08/201407/09/2014

15:3509:35


Tabla No 1. Puntos de Medición de Parámetros Eléctricos.

2. RESULTADOS DE LAS MEDICIONES

Los resultados de las mediciones se presentan en forma de tablas y gráficas a partir de las cuales se realiza un análisis, relacionando el comportamiento de cada uno de los parámetros de interés, como tensiones, corrientes, potencias, factor de potencia, niveles de distorsión armónica y eventos.

2.1. TENSIONES Y CORRIENTES

La Tabla No 2 muestra los valores máximos, mínimos y promedios de las señales de tensión y corriente registradas en los puntos bajo estudio.

2.1. TENSIONES Y CORRIENTES

Tabla No 2. Puntos de Medición de Parámetros Eléctricos.

En la tabla anterior también se muestran los valores máximos, mínimos y promedios de las potencias y del factor de potencia. Es necesario aclarar que valores de factor de potencia con signo negativo (-) representan que éste es de tipo capacitivo.

2.2. VARIACIONES MÁXIMAS, PROMEDIO Y MÍNIMAS DE TENSIÓN RESPECTO A LA NOMINAL

Cuando la tensión de alimentación de los equipos varía con respecto a su tensión nominal, el rendimiento y su vida útil pueden verse afectados. Los efectos de estas variaciones dependen de las características del equipo y de la magnitud de las mismas.

Tabla No 3. Valores Máximos, Promedio y Mínimos de las Variaciones de Tensión.

.

Las normas de la calidad de potencia eléctrica aplicables a los servicios de distribución de energía eléctrica (Resolución CREG 024 de 2005) establecen que las tensiones en estado estacionario a 60 Hz no podrán ser inferiores al 90% de la tensión nominal ni ser superiores al 110% de ésta durante un periodo superior a un minuto, para sistemas con tensión nominal inferior a 500 kV. De esta manera, se presentaron variaciones de las señales de tensión que no superaron el límite recomendado.

2.3. DESBALANCES DE TENSION Y CORRIENTE

Otro aspecto a tener en cuenta al evaluar la calidad de la energía eléctrica es verificar que los desbalances de tensión y corriente no superen los valores considerados seguros para la operación normal de la carga.

Los desbalances de corriente, generados por una inadecuada distribución de cargas en un sistema eléctrico, producen caídas de tensión diferentes en los conductores de fase generando así un desbalance de tensión en el punto de utilización. Normalmente, para un sistema bien diseñado en el cual las impedancias de los alimentadores no son demasiado elevadas se admiten desbalances en corriente hasta del 20%. Naturalmente esto dependerá de la carga manejada y de la capacidad de cortocircuito en el nodo alimentador.

El desbalance entre tensiones, según la IEEE 1159 de 1995, se calcula como:

Esta ecuación da una idea de la diferencia que existe entre las tensiones de línea para el mismo instante de tiempo. De igual forma se calculan los desbalances en corriente.

2.3. DESBALANCES DE TENSION Y CORRIENTE

La Tabla No 4 presenta los valores máximo, mínimo y promedio de los desbalances entre tensiones de fase y los desbalances entre las corrientes de cada fase registrados en la medición.

Tabla No 4. Valores Máximos, Promedio y Mínimos de los desbalances.

.

Entre los efectos de los desbalances de tensión se tienen: fallos en los equipos de protección y control y calentamiento por el aumento de pérdidas adicionales en los motores, lo que conlleva a una reducción de su capacidad y pérdida de vida útil. La norma técnica colombiana NTC 5001 establece un valor de referencia para los desbalances de tensión de 2% en sistemas trifásicos con tensión nominal menor a 69 kV, para lo cual, durante las mediciones dicho límite se cumple en todos los puntos evaluados. Debido a que los efectos de los desbalances de corriente dependen de las características de las cargas y la capacidad de cortocircuito del sistema, en la actualidad no existe una referencia normativa que defina límites para los mismos. Sin embargo, tal como se muestra en la Tabla No 4, se presentan valores inferiores al límite recomendado del 20% en los puntos evaluados, salvo por el pico máximo que se registró en el transformador de la subestación 2, el cual fue momentáneo y no afectó el desbalance de tensión.

2.4. FACTOR DE POTENCIA

El análisis del factor de potencia al interior de un sistema eléctrico industrial está relacionado con la eficiencia del mismo. Normalmente el interés se fija en el análisis del factor de potencia global porque genera sobrecostos en la facturación de energía; cuando los reactivos son superiores al 50% de los activos, éstos se cobran como si fueran activos.

Bajo condiciones de operación normal, el factor de potencia debe permanecer durante el 95% del tiempo de las mediciones conjuntamente entre 0,9 y 1 para factor de potencia inductivo y entre -1 y -0,9 para factor de potencia capacitivo. De tal forma que el ángulo θ del diagrama de potencias se encuentre durante el 95% del tiempo entre -25º y 25º.

Tabla No 5. Factor de Potencia

2.4. FACTOR DE POTENCIA El factor de potencia en algunos de los puntos evaluados se observa entre 0,9 y 1 inductivo o entre -1 y -0,9 capacitivo durante un tiempo superior al 95% de las mediciones según lo establece la norma, debido a la buena compensación de reactivos realizada por los bancos de condensadores existentes en cada subestación lo cual hace que el sistema eléctrico de la planta sea un poco más eficiente.

Sin embargo las subestaciones 3 y 4 son la excepción, pues en la subestación #3 el factor de potencia promedio está en 0,5 pu tipo inductivo, lo cual muestra una inadecuada compensación reactiva. La siguiente imagen lo muestra detalle:

2.4. FACTOR DE POTENCIA

Por otro lado la subestación #4, presenta una sobrecompensación reactiva originada en periodos de baja carga por fallo en el control asociado al banco de condensadores. La siguiente imagen lo muestra detalle, en ella la señal de la parte superior es la corriente de carga que maneja el transformador, y la señal de la parte inferior es el factor de potencia registrado.

Cabe notar que en la subestación #4 el factor de potencia cumple durante el 91% del tiempo de la medición, lo cual muestra que el comportamiento deficiente dura una mínima parte de tiempo, situación que no se vuelve critica pero si requiere atención.

2.5. DISTORSIONES ARMÓNICAS REGISTRADAS

El THD es una medida del contenido de armónicos en una señal de tensión o corriente respecto de la señal a 60 Hz o fundamental, y según la norma IEEE 519 de 1992 se define como:

2.5. DISTORSIONES ARMÓNICAS REGISTRADAS

Los efectos más significativos de los armónicos dentro de sistemas eléctricos tienen que ver con pérdidas térmicas adicionales en conductores, transformadores y motores debidas al efecto piel y pérdidas en el núcleo; afectan la eficiencia y pueden afectar el torque de los motores, incluso elevar las emisiones de ruido. Otros efectos menos frecuentes tienen que ver con el mal funcionamiento de ciertos equipos electrónicos, imprecisión en la medición de la energía, mala operación de protecciones cuando la distorsión es muy alta e interferencia con las comunicaciones.

2.5.1. DISTORSIÓN ARMÓNICA TOTAL (THD) EN TENSIÓN

Los equipos electrónicos como dispositivos de control, pueden verse afectados cuando la distorsión armónica en tensión supera el 5%, causando mala operación de los mismos. En el estándar IEEE 519 se recomienda que para sistemas con tensión nominal inferior a 69 kV, la distorsión armónica de tensión no supere el 5% de la fundamental, ni que los armónicos individuales superen el límite del 3%. En la Tabla No 6 se muestran los valores de distorsión armónica total en tensión registrados en la medida.

Tabla No 6. Distorsión armónica total en tensión

Tal como se observa en la Tabla No 6, se cumple el límite del 5% recomendado para el THD-V en todos los puntos evaluados

2.5.1. DISTORSIÓN ARMÓNICA TOTAL (THD) EN TENSIÓN

En la Tabla No 7 se muestran los armónicos individuales predominantes de tensión así como

la magnitud de los mismos.

Tabla No 7. Armónicos Dominantes en Tensión

Los armónicos individuales en tensión registrados en cada subestación y presentados en la Tabla No 7 no superan el límite del 3% recomendado por la norma IEEE 519.

2.5.2. DISTORSIÓN ARMÓNICA TOTAL (THD) EN CORRIENTE

La evaluación de la distorsión armónica en corriente se realiza mediante dos criterios. El primero de ellos consiste en determinar el impacto que tiene la distorsión en corriente que inyecta la planta en el sistema eléctrico al cual se encuentra conectada.

El segundo criterio evalúa cómo afecta la distorsión armónica en corriente a los transformadores; para ello la norma IEEE C57.12.00 – 2000 establece que la distorsión de la corriente de plena carga no debe exceder el 5% bajo condiciones de operación normal, y cuando tal límite es superado se debe entrar a realizar un derrateo de la capacidad nominal del transformador para que su vida útil no se vea afectada debido a sobreesfuerzos térmicos ocasionados por los armónicos.

Tabla No 8. Distorsión armónica total en corriente

2.6.3. Distorsión Total debida a la Demanda (TDD)

Para evaluar el contenido de armónicos de corriente se realiza el cálculo de un parámetro adicional llamado TDD (Total Demand Distortion). El cálculo del TDD se efectúa teniendo en cuenta la magnitud de las componentes armónicas individuales y la corriente promedio de la demanda máxima registrada en los últimos doce meses. La fórmula a aplicar es la siguiente:

La evaluación del TDD con base al primer criterio se realiza en el Punto de Acople Común (PCC) y los límites son establecidos en el estándar IEEE 519-92, dependiendo de la relación que existe entre la corriente de cortocircuito trifásico (ICC) en el PCC y la corriente de demanda máxima (IL) de la instalación.

En el caso de los transformadores de potencia, si la distorsión de la corriente de carga excede el 5% es necesario efectuar una reducción de la capacidad nominal del transformador de acuerdo con lo establecido en la Norma ANSI/IEEE C57.110.


Para evaluar los transformadores con base al segundo criterio, la corriente instantánea se compara con la corriente nominal del transformador, lo cual refleja el impacto de los armónicos en el desempeño de este equipo. El TDD, que se calcula como lo expresa la fórmula siguiente, no debe superar el límite recomendado por la norma IEEE 519-92 del 5%:

En la Tabla No 9 se muestran los armónicos individuales de corriente, los cuales se han referido a la corriente de demanda máxima (IL); además se calcula el TDD y se realiza la evaluación respecto a la norma IEEE 519.


Como se puede observar en la tabla anterior, casi todos los transformadores de las subestaciones cumplen con el límite para el TDD y para los armónicos recomendados conforme la norma IEEE 519. Sin embargo el transformador asociado a la subestación #6 presenta un TDD por fuera del límite recomendado, esto sucede por la fuerte influencia de los armónicos 5to y 11avo. Por lo tanto se procede a analizar los niveles de carga de dicha subestación, con el fin de determinar si es necesario realizar un proceso de derrateo.

Tabla No 9. Evaluación de la distorsión total a la demanda (TDD) en corriente

2.6. CARGABILIDAD

En la Tabla No 6 se presentan los niveles de carga de cada transformador evaluado:

Tabla No 10. Cargabilidad Transformadores

Tal cual se observa en la anterior tabla, los transformadores más cargados se encuentran en las subestaciones 4 y 5, los cuales en la actualidad cumplen con el límite para el TDD, por el contrario, los demás transformadores evaluados presentan un nivel de carga inferior al 45% de su capacidad nominal.

El transformador de la subestación #6 que es el único supera el límite del TDD presenta un nivel de carga de 38%, encontrándose subcargado.

Por tanto, no es necesario realizar el proceso de derrateo en ninguno de los puntos evaluados.

2.7. EVENTOS REGISTRADOS

Durante las mediciones realizadas, los equipos fueron programados para registrar eventos de corta duración como SAG, SWELL e Interrupciones Temporales y de larga duración como Sobretensiones, Subtensiones e Interrupciones Sostenidas. Los límites del equipo fueron programados con respecto a la tensión nominal.

2.7.1 SAG

Los SAG son caídas del valor eficaz de tensión entre 0,9 y 0,1 por unidad a frecuencia industrial con duraciones entre 0,5 ciclos y 1 minuto. Los SAG son muy comunes y generalmente se presentan en sistemas donde entran en operación cargas elevadas, o cuando se realiza el arranque directo de grandes motores, los cuales absorben altas corrientes durante esos instantes de tiempo. La duración y magnitud relativa de los eventos podría producir fallos en tarjetas electrónicas y en general, en equipos sensibles. La principal consecuencia de estos eventos suele ser la desprogramación o ‘reseteo’ de microcontroladores y computadores.

La Tabla No 11 muestra los eventos más representativos de este tipo registrados durante la medición.



Durante las mediciones solo se presentaron eventos tipo SAG (ver Tabla No 11), de los cuales diecisiete (17) se reflejaron en los transformadores de las subestaciones 1 y 6, nueve (9) se vieron en las subestaciones 2, 3 y 4, y la subestación #5 fue la que menos eventos registro, evidenciado seis (6) eventos tipo SAG. A continuación se resume la ocurrencia de los eventos.

Cabe notar que de los (17) eventos registrados en su totalidad, seis (6) fueron vistos en todos los transformadores, con lo cual se puede inferir que éstos fueron originados por la red externa.

La Tabla No 12 resume los eventos registrados







2.8. RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA

La medición de la resistencia de puesta a tierra permite determinar si el sistema es apropiado para desviar efectivamente corrientes de falla a tierra. Su valor depende del diseño de la malla, de las condiciones físicas del suelo, de las condiciones estaciónales (lluvias o sequía), de las condiciones de mantenimiento de la malla y de las conexiones de los elementos que constituyen el Sistema de Puesta a Tierra – SPT.

Según el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas RETIE, un bajo valor de resistencia de puesta a tierra es siempre deseable para disminuir la máxima elevación de potencial o GPR bajo condiciones de falla. Para subestaciones de media y baja tensión, la resistencia de puesta a tierra máxima permisible es de 10 Ω. Pero cuanto más baja sea la resistencia medida se garantiza mayor seguridad para las personas que puedan entrar en contacto accidental o intencional con los equipos y estructuras; así mismo, si el sistema interno de tierras se encuentra bien ejecutado, se garantiza el disparo adecuado de las protecciones.

La Tabla No 13 resume los valores de resistencia de puesta a tierra medidos

Como se observa en la tabla anterior, las mediciones de resistencia de puesta a tierra arrojan valores por debajo del límite de 10 Ω establecido por el RETIE.

REDUCCIÓN DE PERDIDAS BATERIAS 13, 14 Y 15

- CALI

Antecedentes

Las baterias 13, 14 y 15 de revestimiento sparkies su sistema de condiciones de Temperatura y Humedad Relativa era proporcionadas por 3 Compresores Tipo Abierto Carrier 5H60 de 60 TON acoplados mediante con acoples Omega E30 a motores SIEMENS de 60 HP. Esta tecnología presentaba los siguientes problemas:

Alto consumo de energía Alta rotacion de repuestos (Aceite, Acoples,

etc.) Poca eficiencia para el proceso

Cambio de tecnología:

Las baterias 13 y 14 se cambiaron a sistemas con 2 compresores semihermeticos de 25 TON Carrier 06E con montaje tipo TANDEM.

Cambio de tecnología:

La bateria 15 se cambio a un sistema con Compresor Tipo Tornillo Marca Hambell Ultima Generación de 60HP.

BENEFICIOS OBTENIDOS

Reduccion costos consumo energia eléctrica:

Antes Ahora Antes Ahora

Descripcion tecnologiaCompresor Tipo Abierto Carrier

5H60 de 60 TON

Montaje TANDEM 2 compresores semihermeticos de 25 TON

Carrier 06E

Compresor Tipo Abierto Carrier 5H60 de 60 TON

Montaje TANDEM 2 compresores semihermeticos de 25 TON

Carrier 06E

Voltaje [V] 220 220 220 220

Corriente [A] 150 110 150 110

Horas trabajo x Dia [h] 24 24 24 24

Dias trabajo x Mes [dias]

24 24 24 24

Energia consumida x Mes [kWh/mes]

32923 24143 32923 24143

Costo Energia x Mes [$/kWh]

6.745.886,18$ 4.946.983,20$ 6.745.886,18$ 4.946.983,20$

Ahorro x Bateria [$/mes]

Ahorro x Bateria [$/año] 21.586.835,77$ 21.586.835,77$

ITEMSBateria 13 Bateria 14

1.798.902,98$ 1.798.902,98$



Antes Ahora

Descripcion tecnologiaCompresor Tipo Abierto Carrier

5H60 de 60 TON

Compresor Tipo Tornillo Marca Hambell Ultima Generación de

60HP

Voltaje [V] 220 220

Corriente [A] 150 100

Horas trabajo x Dia [h] 16 16

Dias trabajo x Mes [dias]

24 24

Energia consumida x Mes [kWh/mes]

21949 14632

Costo Energia x Mes [$/kWh]

4.497.257,45$ 2.998.171,63$

Ahorro x Bateria [$/mes]

Ahorro x Bateria [$/año] 17.989.029,80$

ITEMSBateria 15

1.499.085,82$


Reduccion costos cambio repuestos y mantenimiento:

Antes Ahora Antes Ahora Antes Ahora

Descripcion tecnologiaCompresor Tipo Abierto Carrier 5H60 de 60 TON

Montaje TANDEM 2 compresores

semihermeticos de 25 TON Carrier 06E


Montaje TANDEM 2 compresores

semihermeticos de 25 TON Carrier 06E


Compresor Tipo Tornillo Marca Hambell Ultima Generación de 60HP

Cambio Sellos Elastomericos x año

5 0 5 0 5 0

Costo Unitario Elastomero [$]

304.250,00$ -$ 304.250,00$ -$ 304.250,00$ -$

Costo Unitario MO cambio Elastomero

368.000,00$ -$ 368.000,00$ -$ 368.000,00$ -$

Costo Unitario Elastomero (MO+MAT) x Año [$]

3.361.250,00$ -$ 3.361.250,00$ -$ 3.361.250,00$ -$

Cambio Aceite Capella WF-68 x año

16 4 16 4 16 4

Costo Unitario Aceite Capella [$]

68.500,00$ 68.500,00$ 68.500,00$ 68.500,00$ 68.500,00$ 68.500,00$

Costo Unitario MO cambio Aceite Capella

368.000,00$ 368.000,00$ 368.000,00$ 368.000,00$ 368.000,00$ 368.000,00$

Costo Unitario Aceite Capella (MO+MAT) x

6.984.000,00$ 1.746.000,00$ 6.984.000,00$ 1.746.000,00$ 6.984.000,00$ 1.746.000,00$

Cambio Piedras x año 24 6 24 6 24 6

Costo Unitario piedras [$]

37.307,00$ 37.307,00$ 37.307,00$ 37.307,00$ 37.307,00$ 37.307,00$

Costo Unitario MO cambio Aceite Capella

23.000,00$ 23.000,00$ 23.000,00$ 23.000,00$ 23.000,00$ 23.000,00$

Costo Unitario Aceite Capella (MO+MAT) x

1.447.368,00$ 361.842,00$ 1.447.368,00$ 361.842,00$ 1.447.368,00$ 361.842,00$

Ahorro x Bateria [$/año]

ITEMS

9.684.776,00$ 9.684.776,00$ 9.684.776,00$

Bateria 13 Bateria 14 Bateria 15


Reduccion costos paradas producción:

DescripcionTiempo Paradas

[horas/año]

Linea Fabricacion

N° Hombres afectados

Valor Hora Hombre [$]

Costo Anual [$]Costo Total Anual

[$]Ahorro Anual [$]

Bat 13 2 22450 3.412.400$ Bat 14 2 22450 3.412.400$ Bat 15 2 22450 3.412.400$ Bat 13 2 22450 718.400$ Bat 14 2 22450 718.400$ Bat 15 2 22450 718.400$

10.237.200$

Paradas Baterias Recubierto

8.082.000$

Ahora 16 2.155.200$

Antes 76


Resumen Ahorros obtenidos:

Ahorros Anuales Bateria 13 Bateria 14 Bateria 15Ahorro Energia 21.586.835,77$ 21.586.835,77$ 17.989.029,80$ Ahorro Repuestos 9.684.776,00$ 9.684.776,00$ 9.684.776,00$ Ahorro Tiempos Paradas 2.694.000,00$ 2.694.000,00$ 2.694.000,00$

TOTAL AHORRO 33.965.611,77$ 33.965.611,77$ 30.367.805,80$ 98.299.029,33$

TOTAL ANUAL [$]

REDUCCIÓN DE PERDIDAS SISTEMA SHICK

- CALI

Acciones

Estas acciones fueron realizadas durante el Q1 2014.

Recolección de datos

Analisis de Causa Raíz de los principales problemas identificados

Ejecución planes de acción

Verificación efectividad

REDUCCION DE PERDIDAS SISTEMA SHICK

Se implemento un formato de para recolección de informacion de las paradas por causa de fallas en el sistema shick. Esto permitió tener un panorama claro de los puntos a intervenir.

RECOLECCIÓN DE DATOS

En promedio paradas de 65 min/dia

RECOLECCIÓN DE DATOS

El equipo de tecnicos de exteriores realizo el analisis de causa raíz de las principales paradas por fallas en el sistema shick, esto permitió definir los planes de acción específicos para la reducción de perdidas.

ANALISIS DE CAUSA RAÍZ DE LOS PRINCIPALES PROBLEMAS IDENTIFICADOS

Fabricacion cajas trampas magnéticas tolvas granulado L1 y L2

Cambio valvula diverter de 4” a 5”

Cambio rueda entalpica deshumidificador de granulado y aislamiento ductos pre y post enfriamiento

EJECUCIÓN DE PLANES DE ACCIÓN

Socialización de LUP´s para la correcta manipulación de las cajas de imanes y el

sistema de llenado de las tolvas.

EJECUCIÓN DE PLANES DE ACCIÓN

En promedio paradas de 32 min/dia Disminución del 50,77% de las perdidas en el

sistema Shick

VERIFICACIÓN EFECTIVIDAD

Aumento en la eficiencia del 2,8% !!

VERIFICACIÓN EFECTIVIDAD

¡¡..Se logró mantener condiciones de Temperatura entre 23-26°C y Humedad relativa 12-15%, incluso en los dias de lluvia, garantizando que no se compacte el azúcar granulada en las tolvas 1 y 2 por humedad.

¡¡.. Se logró disminuir los tiempos de llenado de las tolvas en:

Tolva Fab. Sparkies: Antes 4:30 min - Ahora 2:20 minTolva Gran. L1 y L2: Antes 30-35 min - Ahora18-20 minTolvas Laminadas: Antes 9:30 min - Ahora 5 min

¡¡.. Se logró disminuir los problemas de atascamientos en las tolvas de granulado L1 y L2 en las trampas de imanes, anteriormente presentábamos en promedio 3 atascamiento en cada tolva al dia, de los 49 dias de seguimiento se presentaron eventos menores cada 10 dias.


Antes Ahora Antes Ahora Antes Ahora

Voltaje [V] 220 220 220 220 220 220

Corriente [A] 118 118 118 118 118 118

Horas funcionamiento x dia [h]

6,96 6,18 7,2 6,38 7,13 6,24

Dias funcionamiento x Mes

26 26 26 26 26 26

Energia Electrica x Mes [kWh/mes]

8137 7225 8417 7459 8335 7295

Costo Energia Electrica x Mes [$/kWh]

1.667.208,29$ 1.480.365,98$ 1.724.698,23$ 1.528.274,27$ 1.707.930,33$ 1.494.738,47$

Ahorro mes [$]

Ahorro mes [$]

186.842,31$

2.357.087,58$ 2.558.302,38$

ITEMSSoplador n°1 (Fab. Sparkies y Tolva 1 - Tolva 2) Soplador n° 4 (Fab. Bubaloo y Fab. Certs) Soplador n°5 (Fab. Gomas y Superbomba)

196.423,97$ 213.191,86$

2.242.107,70$





DescripcionTiempo Paradas

[min/dia]Linea

FabricacionTiempo Paradas

[min/mes]Tiempo Paradas

[hora/mes]N° Hombres afectados

Bubaloo 1560 26 5Gomas 1560 26 6Bubaloo 768 13 5Gomas 768 13 6

Horas Hombre

[hora/mes]

Valor Hora Hombre [$]

Costo Mes [$] Costo Anual [$]Costo Total

Anual [$]Ahorro Anual [$]

130 22450 2.918.500$ 35.022.000$ 156 22450 3.502.200$ 42.026.400$ 64 22450 1.436.800$ 17.241.600$

76,8 22451 1.724.237$ 20.690.842$

39.115.958$

Antes 65

Ahora 32

77.048.400$

37.932.442$

Paradas Sistema Shick


Reduccion costos paradas de producción:

PROYECTO ELIMINACION FRONTERA COMERCIAL TORRE A

Item Descripcionperdidas vacio -

Po(W)Perdidas de

Cobre - Pc(W)Norma Referencia

1 Trafo en aceite 1000 KVA - 34.5/440V - SUB 1 1980 12000 NTC8192 Trafo seco 225 KVA - 440/230 V - TALLER MEC. 685 3474 NTC34453 Trafo seco 225 KVA - 440/230 V - SOTANO TORRE A 685 3474 NTC34454 Trafo seco 150 KVA - 440/230 V - SOTANO TORRE A 540 2541 NTC34455 Trafo seco 45 KVA - 440/230 V - SUB 1 280 1042 NTC34456 Trafo seco 10 KVA - 440/230 V - CAFETERIA 105 326 NTC3445

Total perdidas (W) 27132Horas funcionamiento (h) 24Dias funcioaniento (dias/mes) 30Costo energia ($/kwh) 228,36$ Total perdidas x Mes ($) 4.102.358$ Total perdidas x Año ($) 49.228.301$

Calculo de ahorro por perdidas trafos subestacion n°1

AHORROS ESTIMADOS

Reduccion costos perdidas transformadores:

AHORROS ESTIMADOS

Reduccion costos comerciales:

Item Descripcion Valor

1 Costo promedio kwh ($/kwh) 228,36$ 2 Costo prom. alumbrado publico ($/kwh) 18$ 3 Costo prom. contribuciones ($/kwh) 45,7$ 4 Consumo promedio mensual (kwh) 98.8815 Ahorro prom mensual - Alumbrado ($) 1.806.465$ 6 Ahorro prom mensual - Contribuciones ($) 4.516.162$

6.322.626$ 75.871.516$

Total ahorro x mes ($)Total ahorro x año ($)

PERIODO CONSUMO MES (kwh)VALOR SERVICIO ($) [Sin contribuciones

ni alumbrado]

Valor kwh_prom ($/kwh)

ENERO 94.901 19.025.373,00$ 200,48$ FEBRERO 91.758 18.659.389,00$ 203,35$ MARZO 97.943 20.397.415,00$ 208,26$ ABRIL 90.406 19.036.363,00$ 210,57$ MAYO 99.481 27.998.475,00$ 281,45$ JUNIO 96.896 26.352.868,00$ 271,97$ JULIO 113.722 25.555.477,00$ 224,72$ AGOSTO 102.231 23.492.641,00$ 229,80$ SEPTIEMBRE 102.587 23.050.509,00$ 224,69$

AHORROS ESTIMADOS

Reduccion costos x mantenimiento:

Item Descripcion Valor Anual1 VALOR MANO DE OBRA TECNICO ($/HORA) 22.800,00$ 2 TOTAL HORAS AÑO MTTO (HORAS/AÑO) 793 COSTO MTTO ANUAL TEC. COMPAÑÍA 1.801.200,00$ 4 COSTO PRUEBAS ACEITE ANUAL TRANSFORMADOR 1000KVA 1.084.600,00$ 5 COSTO PRUEBAS ELECTRICAS ANUAL TRANSFORMADOR 1000KVA 660.000,00$ 6 COSTO MTTO PLANTA EMERGENCIA SUB 1 1.800.000,00$ 7 COSTO ACPM PLANTA EMERGENCIA SUB 1 914.300,00$

TOTAL COSTO MTTO ANUAL 6.260.100$ TOTAL COSTO MTTO MENSUAL 521.675$

AHORROS ESTIMADOS

Resumen Ahorros Estimados:

Item Descripcion Ahorros Valor ($/mes) Valor ($/año)1 Ahorros por perdidas tecnicas transformadores 4.102.358$ 49.228.301$ 2 Ahorros por eliminacion frontera comercial 6.322.626$ 75.871.516$ 3 Ahorros por mantenimiento 521.675$ 6.260.100$

TOTAL 10.946.660$ 131.359.917$

Gracias por su atencion..!!

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Buenas practicas eficiencia energética industria alimentos