Sis­te­ma de frac­cio­na­mien­to de ai­re.

Mo­de­lo ma­te­má­ti­co pa­ra op­ti­mi­zar la ope­ra­ti­va de pro­duc­ción.

PQ - - SU­MA­RIO - Fer­nán­dez, D. 1, Po­zo, C. 2, Fol­ga­do, R. 1, Jiménez, L. 2 1Mes­ser Ibé­ri­ca de Ga­ses 2De­par­ta­ment d’En­gin­ye­ria Quí­mi­ca (Uni­ver­si­tat Rovira i Vir­gi­li)

El pro­gre­si­vo au­men­to del pre­cio de las uti­li­ties ne­ce­sa­rias pa­ra ope­rar los pro­ce­sos, com­bi­na­do con la ines­ta­bi­li­dad del mer­ca­do eléc­tri­co es­pa­ñol y las fluc­tua­cio­nes en la de­man­da de los clien­tes, ha ori­gi­na­do la ne­ce­si­dad de crear nue­vas he­rra­mien­tas, den­tro del sec­tor in­dus­trial, que per­mi­tan ges­tio­nar de una ma­ne­ra efi­cien­te la va­ria­bi­li­dad de los pa­rá­me­tros ope­ra­cio­na­les de los pro­ce­sos re­du­cien­do los cos­tes pro­duc­ti­vos.

Ca­so prác­ti­co

En es­te sen­ti­do, Mes­ser Ibé­ri­ca de Ga­ses S. A. U. jun­to con el de­par­ta­men­to de In­ge­nie­ría Quí­mi­ca de la Uni­ver­si­tat Rovira i Vir­gi­li (Ta­rra­go­na), ha desa­rro­lla­do un mo­de­lo ma­te­má­ti­co mul­ti­pe­rio­do en el que se op­ti­mi­za su red de pro­duc­ción ubi­ca­da en El Mo­rell (Ta­rra­go­na). El ob­je­ti­vo prin­ci­pal de es­ta he­rra­mien­ta es de­ter­mi­nar las con­di­cio­nes óp­ti­mas de di­se­ño y ope­ra­ción del pro­ce­so en las fa­ses de: pro­duc­ción, acon­di­cio­na­mien­to, al­ma­ce­na­je y dis­tri­bu­ción de ni­tró­geno, oxí­geno y ar­gón. En la eta­pa de dis­tri­bu­ción, des­ta­car que cuan­do el ni­tró­geno y el oxí­geno se en­vían ga­si­fi­ca­dos se dis­tri­bu­yen me­dian­te un ga­so­duc­to que co­nec­ta di­rec­ta­men­te con los clien­tes, mien­tras que cuan­do los pro­duc­tos es­tán li­cua­dos, se trans­por­tan me­dian­te ca­mio­nes cis­ter­na y bo­te­llas. La so­lu­ción óp­ti­ma del mo­de­lo es aque­lla que per­mi­te in­cre­men­tar el ren­di­mien­to eco­nó­mi­co del pro­ce­so y re­du­cir el im­pac­to ener­gé­ti­co del mis­mo. Pa­ra lo­grar es­te ob­je­ti­vo, se ha desa­rro­lla­do una op­ti­mi­za­ción mul­ti­pe­rio­do de­bi­do a la fluc­tua­ción

ho­ra­ria de mu­chas va­ria­bles ope­ra­ti­vas, en­tre las que des­ta­ca el pre­cio de la elec­tri­ci­dad. Es­te fac­tor, uni­do a la vo­la­ti­li­dad y a los al­tos cos­tes del mer­ca­do eléc­tri­co, di­fi­cul­tan la ges­tión efi­caz de es­te re­cur­so den­tro del sis­te­ma. La ines­ta­bi­li­dad e in­cer­ti­dum­bre del mer­ca­do eléc­tri­co se de­be prin­ci­pal­men­te al dé­fi­cit de ta­ri­fa ge­ne­ra­do a raíz de la li­be­ra­li­za­ción del mer­ca­do eléc­tri­co, don­de se es­ta­ble­ció que la ac­ti­vi­dad de su­mi­nis­tro pa­sa­ba a ser ejer­ci­da en su to­ta­li­dad por las co­mer­cia­li­za­do­ras en li­bre com­pe­ten­cia en lu­gar de las dis­tri­bui­do­ras. Es­te he­cho, uni­do al au­men­to ex­po­nen­cial de las pri­mas a las re­no­va­bles y a la caí­da de la de­man­da ge­ne­ra­da por la cri­sis eco­nó­mi­ca, dis­pa­ró el dé­fi­cit. Du­ran­te es­te tiem­po, los in­gre­sos re­gu­la­dos del sis­te­ma eléc­tri­co no han si­do su­fi­cien­tes pa­ra cu­brir los cos­tes aso­cia­dos a las ac­ti­vi­da­des re­gu­la­das. En es­te es­ce­na­rio, los go­bier­nos uti­li­zan la par­te re­gu­la­da de la fac­tu­ra (dis­tri­bu­ción, trans­por­te, ope­ra­ción del sis­te­ma y sub­ven­cio­nes a de­ter­mi­na­das ener­gías) pa­ra mo­du­lar las po­si­bles subidas de la elec­tri­ci­dad. Las em­pre­sas tie­nen la op­ción de com­prar la elec­tri­ci­dad en el mer­ca­do dia­rio, don­de el pre­cio se fi­ja dia­ria­men­te pa­ra las si­guien­tes vein­ti­cua­tro ho­ras de­pen­dien­do de la ofer­ta y de­man­da del sis­te­ma eléc­tri­co, o bien com­prar cier­tos blo­ques de po­ten­cia que se van a uti­li­zar en el fu­tu­ro a un pre­cio de­fi­ni­do en el pre­sen­te (mer­ca­do de fu­tu­ros). Las com­pras de ener­gía en el mer­ca­do de fu­tu­ros se rea­li­zan se­gún el gra­do de ex­po­si­ción al ries­go que se quie­re asu­mir en cuan­to a la co­ber­tu­ra fren­te a la vo­la­ti­li­dad del pre­cio pool. Las em­pre­sas me­nos ex­pues­tas, par­ti­ci­pa­rán en el mer­ca­do de fu­tu­ros ad­qui­rien­do una can­ti­dad de blo­ques de ener­gía que se ajus­te a sus per­fi­les de con­su­mo. El mer­ca­do eléc­tri­co es­pa­ñol pa­ra los gran­des con­su­mi­do­res es aún más com­ple­jo, ya que en él se de­fi­nen seis pe­rio­dos re­gu­la­dos que di­vi­den la to­ta­li­dad de las ho­ras del año y en los que se apli­can di­fe­ren­tes coe­fi­cien­tes que re­per­cu­ten en di­fe­ren­te ni­vel de im­pac­to en el pre­cio fi­nal. Por lo tan­to, la bue­na ges­tión de es­tos pro­ce­sos de com­pra eléc­tri­ca, así co­mo el aprovechamiento de los pe­rio­dos ta­ri­fa­rios ba­ra­tos, pue­den su­po­ner aho­rros sig­ni­fi­ca­ti­vos pa­ra las em­pre­sas. Pa­ra ma­ne­jar y re­sol­ver es­ta pro­ble­má­ti­ca, Mes­ser ha im­ple­men­ta­do un mo­de­lo de op­ti­mi­za­ción de pro­ce­sos que in­cor­po­ra for­mu­la­ción ma­te­má­ti­ca pa­ra de­fi­nir, en­tre otras co­sas, los ba­lan­ces má­si­cos y ener­gé­ti­cos de la red de pro­duc­ción es­tu­dia­da, las po­si­bi­li­da­des y li­mi­ta­cio­nes ope­ra­ti­vas de los equi­pos y co­rrien­tes de la mis­ma, así co­mo in­for­ma­ción de los con­tra­tos eléc­tri­cos y de com­pra/ven­ta.

LA SO­LU­CIÓN ÓP­TI­MA DEL MO­DE­LO ES AQUE­LLA QUE PER­MI­TE IN­CRE­MEN­TAR EL REN­DI­MIEN­TO ECO­NÓ­MI­CO DEL PRO­CE­SO (IN­CLU­YEN­DO TO­DAS SUS ETAPAS) Y RE­DU­CIR EL IM­PAC­TO ENER­GÉ­TI­CO DEL MIS­MO

El mo­de­lo se re­suel­ve en un soft­wa­re de op­ti­mi­za­ción usan­do el mé­to­do de re­so­lu­ción MILP (mi­xer-in­te­ger li­near pro­gram­ming), que trans­for­ma el mo­de­lo no li­neal que se tie­ne ini­cial­men­te. Du­ran­te la eje­cu­ción el pro­gra­ma ma­ne­ja apro­xi­ma­da­men­te 98.643 ecua­cio­nes, 37.628 va­ria­bles bi­na­rias y 96.934 va­ria­bles con­ti­nuas, con un tiem­po de re­so­lu­ción de 15 mi­nu­tos.

Sen­ci­llez y trans­pa­ren­cia

La ma­ne­ra de ope­rar es­ta he­rra­mien­ta in­for­má­ti­ca es sen­ci­lla y trans­pa­ren­te pa­ra el usua­rio. Al ini­cio de ca­da si­mu­la­ción se de­fi­ne el in­ter­va­lo de tiem­po a es­tu­diar, una se­rie de va­ria­bles co­no­ci­das que in­di­can el es­ta­do ini­cial del sis­te­ma y la de­man­da de pro­duc­tos du­ran­te el pe­rio­do de tiem­po si­mu­la­do. Du­ran­te la eje­cu­ción del mo­de­lo, el soft­wa­re lee in­for­ma­ción de una ba­se de da­tos que con­tie­ne la in­for­ma­ción de pro­ce­so, equi­pos, co­rrien­tes, etc. y la vin­cu­la au­to­má­ti­ca­men­te a las ecua­cio­nes de­fi­ni­das. El mo­de­lo re­co­no­ce, por ejem­plo, qué pe­rio­dos eléc­tri­cos apli­can en el in­ter­va­lo de tiem­po se­lec­cio­na­do, la po­ten­cia con­tra­ta­da en es­te pe­rio­do, las ca­pa­ci­da­des má­xi­mas y mí­ni­mas de los tanques de al­ma­ce­na­je, de los equi­pos y de las co­rrien­tes de pro­duc­to, las cur­vas de con­su­mo de las má­qui­nas, etc. Co­mo re­sul­ta­do al fi­nal de la si­mu­la­ción, se ge­ne­ra un ar­chi­vo en el que se in­di­ca la me­jor con­fi­gu­ra­ción ho­ra­ria de la red de pro­duc­ción de Mes­ser Ibé­ri­ca de Ga­ses S.A.U. Los re­sul­ta­dos iden­ti­fi­can al­ter­na­ti­vas en la con­fi­gu­ra­ción y ope­ra­ción del pro­ce­so que, en oca­sio­nes, son po­co in­tui­ti­vas y/o di­fí­ci­les de te­ner en cuen­ta en pre­vi­sio­nes a gran es­ca­la co­mo las que se lle­van a ca­bo en es­ta com­ple­ja red de pro­duc­ción. La de­fi­ni­ción ho­ra­ria de los cau­da­les de las co­rrien­tes del pro­ce­so, las ho­ras de arran­que y pa­ro de las uni­da­des de li­cua­ción y com­pre­sión, la can­ti­dad de pro­duc­to a com­prar a pro­vee­do­res ex­ter­nos, la evo­lu­ción del ni­vel de stock en los tanques, etc. son al­gu­nos de los re­sul­ta­dos que se ob­tie­nen im­ple­men­tan­do es­te sis­te­ma. Ade­más, el he­cho de que es­ta red pro­duc­ti­va per­te­nez­ca al gru­po de gran­des con­su­mi­do­res de ener­gía eléc­tri­ca, obli­ga a en­viar pre­vi­sio­nes del con­su­mo de elec­tri­ci­dad ho­ra­rio a la co­mer­cia­li­za­do­ra y a la ope­ra­do­ra del sis­te­ma. Con es­ta he­rra­mien­ta se ob­tie­nen es­tas pre­vi­sio­nes de una ma­ne­ra pre­ci­sa y fia­ble mi­ni­mi­zan­do el des­vío fren­te al con­su­mo real, evi­tan­do de es­te mo­do las pe­na­li­za­cio­nes que apli­ca­rían cuan­do el error en­tre el con­su­mo real y el pre­vis­to ex­ce­de el lí­mi­te per­mi­ti­do. Del mis­mo mo­do, si el des­vío es in­fe­rior a una cier­ta re­fe­ren­cia, se pue­den lo­grar bo­ni­fi­ca­cio­nes eco­nó­mi­cas. Por lo tan­to, con la apli­ca­ción de es­ta he­rra­mien­ta, la com­pa­ñía Mes­ser Ibé­ri­ca de Ga­ses S. A. U. ha com­ple­men­ta­do y me­jo­ra­do la to­ma de de­ci­sio­nes en sus pre­vi­sio­nes ope­ra­ti­vas en la com­ple­ja red in­dus­trial de El Mo­rell, que abas­te­ce de ni­tró­geno, oxí­geno y ar­gón a un gran nú­me­ro de em­pre­sas del sec­tor in­dus­trial, far­ma­céu­ti­co y ali­men­ta­rio. El uso del mo­de­lo ma­te­má­ti­co mul­ti­pe­rio­do es­tá per­mi­tien­do la bue­na ges­tión de los re­cur­sos y una me­jo­ra del ren­di­mien­to ener­gé­ti­co y eco­nó­mi­co del sis­te­ma. •

LOS RE­SUL­TA­DOS IDEN­TI­FI­CAN AL­TER­NA­TI­VAS EN LA CON­FI­GU­RA­CIÓN Y OPE­RA­CIÓN DEL PRO­CE­SO QUE, EN OCA­SIO­NES, SON PO­CO IN­TUI­TI­VAS Y/O DI­FÍ­CI­LES DE TE­NER EN CUEN­TA EN PRE­VI­SIO­NES A GRAN ES­CA­LA

La bue­na ges­tión de los pro­ce­sos de com­pra eléc­tri­ca, así co­mo el aprovechamiento de los pe­rio­dos ta­ri­fa­rios ba­ra­tos, su­po­ne aho­rros sig­ni­fi­ca­ti­vos pa­ra las em­pre­sas.

El uso del mo­de­lo ma­te­má­ti­co mul­ti­pe­rio­do pro­por­cio­na una me­jor ges­tión de los re­cur­sos.

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