Desarrollo de un estudio de prefactibilidad técnico-financiero del empleo de una caldera eléctrica contrastada con una de diésel, gas LP y biomasa, mediante el costo del ciclo de vida basado en la Norma IEC 60300-3-3:2009, en la empresa Hilos A&E de Costa Rica S.A

Abstract

Con la cada vez más remarcable presencia de la crisis climática a nivel mundial, surge la presente propuesta de proyecto, la cual viene a atacar directamente uno de los principales causantes del cambio climático: la emanación desmedida de gases de efecto invernadero en procesos industriales. La investigación se enfoca en el caso específico de la empresa Hilos A&E de Costa Rica S.A., la cual tiene metas claras a futuro sobre la reducción de su huella de carbono. La siguiente acción de la empresa es atacar su mayor fuente de emisiones de CO2 que corresponde al uso del diésel en calderas para la producción de vapor. El proyecto desarrolla un estudio de prefactibilidad enfocado en tres análisis complementarios sobre la gestión del riesgo, la gestión de la huella de carbono y el cálculo del costo del ciclo de vida (LCC). Estos fueron fundamentados en normas y se utilizaron para contrastar la viabilidad en la sustitución del uso del diésel en calderas por fuentes alternativas menos contaminantes como el gas licuado de petróleo (GLP), la biomasa y la electricidad. El estudio inicia con el análisis del contexto operativo del sistema de vapor. Se encontró que se utiliza un sistema redundante de dos calderas, una de 200 BHP instalada en 2017 que trabaja las 24 horas del día y 7 días a la semana, y una de 250 BHP instalada en 1981 que trabaja solo en casos de inoperatividad de la caldera principal. La empresa desea reemplazar este equipo, dado que ha superado el periodo efectivo de su vida útil definido en 15 años. De acuerdo con los criterios de la Norma ISO 50006:2014-Sistemas de Gestión de la Energía y gracias al uso de un medidor de flujo instalado en la línea principal de vapor, fue posible determinar la línea base energética para la comparación entre las diferentes calderas. Se determinó que la demanda promedio del sistema es de 1037,47 kg/h de vapor, que corresponde un porcentaje de carga promedio de la caldera de 200 BHP de 33,1%. El dato dio a conocer que aún en la caldera más pequeña existe un sobredimensionamiento importante que, en conjunto con otras variables asociadas a la pérdida de eficiencia, provoca que el valor calculado del rendimiento de esta caldera sea de 80,7%. Dado que a nivel histórico se tomaron medidas erróneas del medidor de flujo, fue necesario hacer un cálculo de la demanda máxima de vapor del sistema, esto con el fin de seleccionar apropiadamente las dimensiones de las nuevas calderas y conseguir una mejora en la eficiencia. Por medio de procesos de cálculo con respecto a las capacidades máximas de los usuarios de vapor y a factores de demanda definidos en conjunto con el Departamento de Mantenimiento, se determinó que el consumo máximo corresponde a 2229,1 kg/h de vapor, valor equivalente a una potencia de caldera de 142,4 BHP. Habiendo considerado las variables del contexto operativo y por medio de investigaciones, consultas a los departamentos de la empresa, cotizaciones y cálculos, se determinó la estructura de costos del LCC. Se desarrollaron las etapas de inversión que incluyó el costo de las calderas y los equipos auxiliares únicos de cada fuente energética. Por su parte, la etapa operativa abordó diferentes casos de estudio para verificar los escenarios de menor costo de las alternativas energéticas más limpias, los costos de la etapa de mantenimiento y disposición. Los resultados del LCC entregaron ahorros en costos operativos y de mantenimiento con respecto al combustible de diésel de $270 788 para el GLP, $245 140 para la caldera de biomasa, $22 252 en el escenario de la caldera eléctrica controlando la carga y una pérdida de -$39 445 para el caso de demanda eléctrica máxima. El segundo análisis fue fundamentado en las directrices de la Norma ISO 31000:2018-Gestión del Riesgo, el cual usó un análisis modal de fallos y efectos (AMFE) para considerar el impacto de cada alternativa sobre criterios en el área ambiental, laboral y técnica-financiera. Se determinó que la caldera de biomasa es la que representa un mayor riesgo, puesto que su elevada presencia de sistemas auxiliares la hacen más propensa al fallo. Es la que tiene mayores problemas para adaptarse a la demanda variable de vapor y también el aumento de partes móviles y robustas exponen a un riesgo adicional a los trabajadores. En contraparte, la caldera eléctrica se determinó como la opción de menor riesgo, ya que corresponde al sistema más simple, compacto y con las mayores facilidades de mantenimiento. De acuerdo con las calificaciones del indicador del número de prioridad de riesgo, se determinó que la caldera eléctrica disminuye el riesgo laboral y técnico-económico con respecto al diésel en un 73% y 59%, respectivamente; mientras que la caldera de biomasa lo aumenta en un 53% y 61,5% en el orden dado. Por otra parte, las calderas de gas, biomasa y electricidad logran una mejora en el riesgo ambiental del 75, 67 y 83 % con respecto al diésel. Subsecuentemente, se comparó el impacto ambiental de cada caldera bajo las directrices de la Norma ISO 14064-1:2018-Sistema de Gestión Huella de Carbono. Los resultados se obtuvieron por medio del método de cálculo recomendado por el Programa País Carbono Neutralidad que utiliza una línea base de consumo de combustible en un año y lo multiplica por el factor de emisión equivalente para cada fuente energética. Se calculó que las calderas de diésel anualmente liberan a la atmósfera un total de 1506,4 ton CO2, un impacto ambiental remarcable, puesto que necesita de 25 501 árboles de roble coral de 7,5 años trabajando durante todo un año para mitigar las emisiones liberadas al ambiente. Se realizó una investigación profunda y fundamentada para evaluar el impacto real de la biomasa y se llegó a la conclusión de que, al no considerar lo dicho en las políticas de los planes ambientales, la biomasa libera verdaderamente un total de 2355,5 ton CO2 por año al ambiente. Lo cual consigue un aumento en las emisiones de 56,3% con respecto al diésel, viéndose opacada por fuentes fósiles como el GLP que sí consigue una reducción en las emisiones de 7,34%, debido a su mayor aprovechamiento energético con un factor de emisiones reducido. La fuente que consigue la mayor mejora ambiental es la electricidad que, con referencia al diésel, consigue una reducción de emisiones de 86,92%; ello gracias a la oportunidad que tiene Costa Rica, al contar con una matriz de generación eléctrica de casi 100% con energías bajas en emisiones de CO2. De los dos análisis anteriores, se obtuvieron rubros como los costos de paradas inesperadas por fallos en las calderas y costos ambientales evaluados en el escenario donde la empresa compensa sus emisiones de carbono con el pago de bonos verdes. La información completa fue recopilada y, con base en ella, se realizó análisis económico de viabilidad fundamentado en los indicadores VAN, TIR y PR. Además, se calculó con el uso de datos históricos mensuales desde el 2017, las tasas de incremento sobre las tarifas de las fuentes energéticas abordadas, esto con el fin de comparar sólidamente las alternativas de calderas a futuro. Se determinó que, a pesar de las desventajas de la caldera de biomasa, esta es la opción más rentable con un VAN de $1 713 259, un TIR de 88,62% y un PR de 1,28 años. Seguidamente, se encuentra la caldera de GLP con un VAN de $1 644 265, un TIR de 47,27% y un PR de 2,34 años y, por último, la caldera eléctrica con un VAN de $576 861, un TIR de 32,42% y un PR de 4,88 años en el escenario más crítico. Esto refleja que, a largo plazo, las alternativas propuestas evidencian rentabilidad en comparación al diésel; un comportamiento que se justifica mayormente en la tasa de incremento del precio de este combustible.

With the remarkable presence of the global climate crisis, this project proposal arises, which comes to directly attack one of the main causes of climate change: the excessive amount of greenhouse gases emissions in industrial processes. This investigation focuses on the specific case of the company Hilos A&E de Costa Rica S.A, which has clear goals for the future regarding the reduction of its Carbon Footprint. The company's next action is to attack its largest source of CO2 emissions, which corresponds to the use of diesel on boiler for steam production. The project develops a feasibility study focused on three complementary analyzes based on standards such as ISO 31000:2018 on risk management, ISO 14064-1:2018 on the Carbon Footprint management system and IEC 60300-3-3:2009 of the Life Cycle Costing (LCC). These analyzes contrasted the feasibility of replacing the use of diesel in boilers with less polluting alternative sources such as liquefied petrol gas (LPG), biomass and electricity. The project develops a feasibility study focused on three complementary analyzes on risk management, Carbon Footprint management and Life Cycle Costing (LCC). These were based on standards and were used to test the feasibility of replacing the use of diesel in boilers with less polluting alternative sources such as liquefied petrol gas (LPG), biomass and electricity. The project starts with the analysis of the operational context on the steam system, it was found that a redundant system of two boilers is used, one boiler of 200 BHP installed in 2017 that works 24 hours a day, 7 days a week and one of 250 BHP installed in 1981 that works only in cases of inoperability of the main boiler, the company wishes to replace this equipment since it has exceeded the effective period of its life cycle defined in 15 years. In accordance with ISO 50006:2014-Energy Management Systems and due to the use of a flow meter installed on the main steam line, it was possible to compare the different boilers on the same energy baseline. It was determined that the average consumption of the system is 1037,47 kg/h of steam, which corresponds to an average load percentage of the 200 BHP boiler of 33,1%. The data revealed that even in the smallest boiler there is a significant oversizing, this fact together with other variables associated with the loss of efficiency, causes the calculated performance of this boiler to be 80,7%. Since erroneous measurements were taken historically on the flow meter, it was necessary to calculate the maximum steam demand of the system, to properly select the dimensions of the new boilers and achieve an improvement in efficiency. Through calculation processes regarding the maximum capacities of steam users and demand factors defined in conjunction with the maintenance department, it was determined that the maximum consumption corresponds to 2229,1 kg/h of steam, a value equivalent to a boiler power of 142,4 BHP. Having considered the variables of the operating context and through research, consultations with the company's departments, quotes and calculations, the cost structure of the LCC was determined. The investment stages were developed, which included the cost of the boilers and the auxiliary equipment unique to each energy source, the operational stage that addressed different case studies to verify the lowest cost scenarios of the cleanest energy alternatives, the costs of the maintenance and the disposal stage. The LCC results delivered operating and maintenance cost savings over diesel of $270,788 for the LPG, $245,140 for the biomass boiler, $22,252 in the electric boiler scenario controlling load, and a loss of - $39,445 for the maximum electric demand case. The second analysis was based on the guidelines of the ISO 31000:2018-Risk Management Standard, which used a failure mode and effects analysis to consider the impact of each alternative on criteria in the environmental, labor, and technical-financial areas. It was determined that the biomass boiler represents the greatest risk since its high presence of auxiliary systems make it more prone to failure, it is the one that has the greatest problems in adapting to the variable steam demand and the increase on moving and heavy parts expose the workers into additional risks. The electric boiler was the option with the least risk involved, since it corresponds to the simplest, most compact system and with the greatest ease of maintenance. According to the ratings of the risk priority number indicator, it was determined that the electric boiler reduces labor and technical-economic risk by 73% and 59% respectively compared to diesel, while the biomass boiler increases it by 53% and 61,5% in the given order. On the other hand, gas, biomass, and electricity boilers achieve an improvement in environmental risk of (75, 67 and 83)% compared to diesel. Subsequently, the environmental impact of each boiler was compared under the guidelines of ISO 14064-1:2018-Carbon Footprint Management System, the results were obtained through the calculation method recommended by the PPCN program that uses a line basis of fuel consumption in a year and multiplies it by the equivalent emission factor for each energy source. It was calculated that diesel boilers annually release a total of 1 506,4 tons of CO2 into the atmosphere, a remarkable environmental impact since it requires 25,501 trees of “Roble Coral” of 7,5 years old working for a whole year to mitigate the emissions released into the environment. A well-founded investigation was carried out to evaluate the real impact of biomass, it was concluded that, by not considering the policies of the environmental plans, biomass truly releases a total of 2355,5 tons of CO2 per year into the environment, achieving an increase in emissions of 56,3% compared to diesel, being overshadowed by fossil sources such as LPG, which does achieve a reduction in emissions of 7,34% due to its greater use of energy with a reduced emission factor. The source that achieves the greatest environmental improvement is electricity, which in reference to diesel achieves a reduction in emissions of 86,92%, due to the opportunity that Costa Rica has upon electricity generation matrix of almost 100% with clean sources low in CO2 emissions. From the two previous analyses, items such as costs for unexpected shutdowns due to boiler failures and environmental costs evaluated in the scenario where the company offsets its carbon emissions with the payment of green bonds were obtained. The complete information was compiled and based on it, an economic feasibility analysis was carried out using the NPV, IRR and PR indicators. In addition, using monthly historical data since 2017 to solidly compare the boiler alternatives in the future, the rates of increase in the fares of the energy sources addressed were calculated. It was determined that, despite the disadvantages of the biomass boiler, this is the most profitable option with a NPV of $1 713 259, an IRR of 88,62% and a PR of 1,28 years, followed by the boiler of LPG with a NPV of $1 644 265, an IRR of 47,27% and a PR of 2,34 years and finally the electric boiler with a NPV of $576 861, an IRR of 32,42% and a PR of 4,88 years in the most critical scenario. Implying that in the long term, the proposed alternatives show feasibility compared to diesel, a behavior that is mostly justified by the rate of increase in the price of this fuel.