ESCUELA POLITÉCTICA NACIONAL ESCUELA DE INGENIERÍA ESTUDIO DEL NIVEL DE VOLTAJE, PERTURBACIONES Y FACTOR DE POTENCIA EN INDUSTRIAS FLORÍCOLAS DEL CANTÓN CAYAMBE – EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL NORTE S.A. PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO MAURICIO ANDRÉS BEDÓN HUACA DIRECTOR: ING. LUIS TACO VILLALBA Quito, junio 2007
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ESCUELA POLITÉCTICA NACIONAL - EPN: Página de …bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/462/1/CD-0867.pdf · PORCENTAJE DE DESBALANCE 29 2.2.8. FACTORES ECONÓMICOS 30 2.3. METODOLOGÍA
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Motores • Pérdidas y calentamientos suplementarios. • Reducción de las posibilidades de utilización a plena carga. • Par pulsante (vibraciones, fatiga mecánica). • Molestias sonoras.
Transformadores • Pérdidas (en el hierro y en el cobre) y calentamientos suplementarios. • Vibraciones mecánicas. Molestias sonoras.
Interruptores Automáticos • Disparos intempestivos (sobrepasar los valores de la tensión de cresta…).
Cables • Pérdidas dieléctricas y óhmicas suplementarias (particularmente en el neutro en caso de presencia del tercer armónico).
Ordenadores • Trastornos funcionales.
Electrónica de potencia • Trastornos debidos a la forma de onda (conmutación, sincronización).
Fuente: FERRACI Philippe, “La calidad de la energía eléctrica”, Cuaderno Técnico nº 199 SCHNEIDER ELECTRIC
2.2.1.3. ATENUACIÓN DE ARMÓNICOS
Las posibles soluciones para atenuar los efectos de los armónicos son de tres
naturalezas distintas:
• Adaptación de la instalación,
• Utilización de dispositivos particulares en la alimentación (inductancias,
transformadores especiales),
• Filtrado.
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1) SOLUCIONES GENERALES
a. Ubicar las cargas perturbadoras aguas arriba de la red, ver Figura 2-5.
Figura 2-5: Alimentación lo más aguas arriba posible de cargas no-lineales.
Fuente: SCHNEIDER ELECTRIC, “Detección y filtrado de armónicos” Guía 5
b. Reagrupar las cargas perturbadoras, ver Figura 2-6.
Figura 2-6: Reagrupación de cargas no-lineales y alimentación lo más aguas arriba posible
Fuente: SCHNEIDER ELECTRIC, “Detección y filtrado de armónicos” Guía 5
c. Separar las fuentes, ver Figura 2-7.
Figura 2-7: Alimentación de cargas perturbadoras con transformador separado
Fuente: SCHNEIDER ELECTRIC, “Detección y filtrado de armónicos” Guía 5
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d. Utilización de transformadores en conexiones pa rticulares.
Para eliminar ciertos armónicos, se utilizan algunos tipos de conexiones
especiales en los transformadores.
• Una conexión delta-estrella-delta eliminan los armónicos de orden 5 y 7.
• Una conexión delta-estrella elimina los armónicos de orden 3.
• Una conexión delta-zigzag elimina los armónicos de orden 5.
e. Inductancia antiarmónica
En el caso de alimentación de variadores de velocidad, se puede alisar la
corriente con la utilización de inductancias de línea. Aumentando la impedancia
del circuito de alimentación, se limita la corriente armónica.
2) FILTROS
En el caso que las acciones preventivas presentadas anteriormente no sean
suficientes, la instalación debe ser equipada con filtros.
a. Filtro pasivo
Un filtro pasivo es un circuito LC sintonizado a cada una de las frecuencias de
armónicos a filtrar, en paralelo con el dispositivo generador de armónicos (Figura
2-8).
Figura 2-8: Principio de utilización de un filtro pasivo
Fuente: SCHNEIDER ELECTRIC, “Detección y filtrado de armónicos” Guía 5
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b. Compensador activo
Se aplica en instalaciones comerciales con un conjunto de generadores de
armónicos de potencia total inferior a aproximadamente 200 kVA.
El filtro activo reinyecta en fase opuesta los armónicos que circulan por la
carga, de tal manera que la corriente de línea Is permanece sinusoidal (Figura
2-9).
Figura 2-9: Principio de utilización de un filtro activo
Fuente: SCHNEIDER ELECTRIC, “Detección y filtrado de armónicos” Guía 5
c. Filtro híbrido
Los dos tipos de dispositivos presentados anteriormente, se pueden combinar
en un único dispositivo, constituyendo así un filtro híbrido (Figura 2-10).
Figura 2-10: Principio de utilización de un filtro híbrido
Fuente: SCHNEIDER ELECTRIC, “Detección y filtrado de armónicos” Guía 5
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2.2.2. FLICKER (PARPADEO) 3
El flicker es el resultado de pequeñas oscilaciones del valor eficaz o amplitud
del voltaje en un rango menor al 10% del valor nominal; provocadas por el
funcionamiento de cargas variables importantes como hornos de arco, equipos
de soldadura, motores y otras; en rangos de frecuencia de 0 Hz a 25 Hz. Este
disturbio produce fluctuación del flujo luminoso de las lámparas, induciendo a
su vez la impresión de inestabilidad en la sensación visual (efecto parpadeo
visual).
Las cargas que perturban a la red pueden ubicarse en cualquier nivel de
tensión, en contraste las molestias producidas por el parpadeo se presenta en
las lámparas de baja tensión.
Esta definición del flicker trata de la variación de la amplitud menor al 10% del
voltaje nominal.
Principalmente el flicker es el resultado de:
• Las variaciones de voltaje periódicas y rápidas que se deben a cargas, o
conjunto de cargas, cuya utilización se caracteriza por una constante
variación de su demanda de potencia como por ejemplo los hornos de
arco y los equipos de soldadura.
• Las variaciones bruscas de voltaje, en intervalos superiores a algunos
segundos, que se producen de manera sistemática y/o errática. Estas
variaciones se deben a puestas en marcha de cargas importantes como
arranque de motores y maniobra de bancos de capacitores.
• Un incorrecto funcionamiento en el sistema de iluminación origina
fluctuaciones del flujo.
• Los tubos con balastro ferromagnético tradicional, que además del
parpadeo percibido al final de su vida, pueden generar flicker cuando
están asociados a un regulador. 3 WIERDA René, “Flicker o parpadeo de las fuentes luminosas”, Cuaderno Técnico nº. 176 Schneider Electric, páginas 7 - 13.
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2.2.2.1. PERTURBADORES
El horno de arco es el principal generador de flicker. Su normal funcionamiento
provoca fluctuaciones de tensión, en particular en relación a la potencia de
cortocircuito de la red: habitualmente su valor es del orden de decenas de
MVA.
Los motores potentes, o grupos de motores, con arranques y paros frecuentes,
o con carga variable, como los de los trenes de laminación, así como las
máquinas con par resistente alterno, compresores, pueden producir flicker.
Los tiristores de mando sincopado se encienden durante periodos enteros, en
regulación por tren de ondas enteras, pero los tiempos de conducción son muy
breves, repetidos a frecuencias de algunos Hz. Por tanto son generadores de
flicker.
Los soldadores de arco de potencia relativamente débil no son muy molestos,
salvo utilización intensiva en casa de un consumidor en bajo voltaje. Por el
contrario los ciclos repetitivos de soldadores por resistencia, a frecuencias
comprendidas entre 0,1 y 1 Hz, están en el origen de perturbaciones en forma
de oscilaciones bruscas de tensión.
2.2.2.2. EFECTOS DEL FLICKER
Es un fenómeno de origen fisiológico visual que provoca fatiga física y síquica,
es decir cansancio visual y nervioso, que causa mayor molestia si ocurre
frecuentemente y de manera cíclica. Puede ocasionar cefaleas, migrañas, ser
causa de estrés y hasta llegar a ser un riesgo de salud, particularmente para
las personas propensas a la epilepsia debido a que puede ocasionar crisis
convulsivas.
Estas fluctuaciones pueden afectar el funcionamiento de equipos sensibles (sin
llegar a daños irreparables), como lo son: sistemas digitales de control,
electromedicina, PLC, instrumentación y otros.
Anomalías en los sistemas de iluminación, en especial en lámparas
incandescentes y de descarga.
Los monitores y receptores de televisión tienen cierta sensibilidad a las
fluctuaciones rápidas de tensión. Esta sensibilidad varía según el aparato.
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2.2.3. VARIACIONES DE VOLTAJE
La calidad de voltaje se determina como las variaciones de los valores eficaces
(rms) medidos cada 10 minutos, con relación al voltaje nominal en los
diferentes niveles.
En un sistema eléctrico de potencia, las redes sufren perturbaciones debidas a
las variaciones de carga, pero, también y sobre todo, a los fenómenos
aleatorios cuyo origen es accidental, como por ejemplo los cortocircuitos (por
caídas de ramas de árboles que producen fallas fase-tierra momentáneas).
Las perturbaciones que producen variaciones de voltaje en el sistema, pueden
producirse en cualquier nivel del sistema sea bajo, medio o alto voltaje.
2.2.4. FACTOR DE POTENCIA (PF)
Figura 2-11: Triángulo de potencias
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
El Factor de Potencia se define como la relación de la potencia activa
consumida, en vatios o kilovatios (kW), a la potencia aparente que se obtiene
de las líneas de alimentación, expresada en voltio-amperios o kilovoltio-
amperios (kVA) (Figura 2-11). Éste parámetro es un indicativo de la existencia de
pérdidas por corrientes que no producen trabajo físico.
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Una industria consume potencia activa y reactiva, debido a que las cargas
conectadas en su red eléctrica (motores, calefactores y otros) necesitan para
su funcionamiento generar campos magnéticos; estos equipos son empleados
en procesos de enfriamiento, transporte…
Si este consumo de potencia reactiva es considerable produce una excesiva
disminución del factor de potencia.
2.2.4.1. EFECTOS DE UN BAJO FACTOR DE POTENCIA
El factor de potencia es un indicativo del consumo que existe de potencia
reactiva en referencia al consumo de potencia activa. Este consumo de
potencia reactiva produce envejecimiento de las instalaciones así como
también eleva los costos.
Un gran problema para un consumidor que tiene bajo factor de potencia, es el
aumento de la intensidad de corriente es la suma de dos corrientes, una activa
que hace el trabajo físico y otra reactiva encargada de generar el flujo
electromagnético. Este flujo de corriente produce pérdidas en los conductores,
conocemos que las pérdidas son directamente proporcional al cuadrado de la
corriente que circula por los conductores; además se originan fuertes caídas de
tensión.
Al circular una mayor corriente la temperatura de los conductores aumenta
disminuyendo así su vida útil e inclusive aumenta la factura por consumo de
electricidad.
Incrementos de potencia de las plantas, transformadores, reducción de su vida
útil y reducción de la capacidad de conducción de los conductores
Ahora, para el distribuidor se tiene mayor inversión en los equipos de
generación, ya que su capacidad en kVA debe ser mayor, para poder entregar
esa energía reactiva adicional; mayores capacidades en líneas de transmisión
y distribución así como en transformadores para el transporte y transformación
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de esta energía reactiva, y elevadas caídas de tensión y baja regulación de
voltaje, lo cual puede afectar la estabilidad de la red eléctrica.
2.2.4.2. COMPENSACIÓN DE REACTIVOS.
1) COMPENSACIÓN GENERAL 4
Se trata de colocar los capacitores en la salida de bajo voltaje del
transformador; con esto se logra suprimir las penalizaciones por consumo
excesivo de energía reactiva, ajusta la potencia aparente (S kVA) a la
necesidad real de la instalación y descarga el centro de transformación
(potencia disponible en kW). Un aspecto que se debe tener en cuenta con esta
compensación, es que la corriente reactiva (Ir) está presente en toda la
instalación, desde el nivel 1 hasta los receptores, por lo tanto las pérdidas por
efecto joule en los cables no quedan disminuidas.
Este tipo de compensación se muestra a continuación (Figura 2-12).
Figura 2-12: En la salida de baja tensión
Fuente: SCHNEIDER ELECTRIC, “Manual teórico práctico”, Capítulo E
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
2) COMPENSACIÓN PARCIAL 5
La ubicación de la compensación capacitiva es a la entrada del cuarto de
máquinas (Figura 2-13); se logra suprimir las penalizaciones por un consumo
excesivo de energía reactiva, optimiza una parte de la instalación y descarga el
centro de transformación (potencia en kW).
4 SCHNEIDER ELECTRIC, “Manual y catálogo del electricista”, Capítulo 2, página 12. 5 SCHNEIDER ELECTRIC, “Manual y catálogo del electricista”, Capítulo 2, página 12.
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Se logra disminuir las pérdidas por efecto Joule en los cables sin embargo la
corriente reactiva (Ir) esta presente en la instalación desde el nivel 2 hasta los
receptores en el nivel 3.
Figura 2-13: A la entrada del cuarto de máquinas
Fuente: SCHNEIDER ELECTRIC, “Manual teórico práctico”, Capítulo E
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
Una compensación parcial es aconsejable cuando la distribución de cargas es
muy desequilibrada y de un cuadro de distribución depende una carga
importante.
3) COMPENSACIÓN INDIVIDUAL 6
La compensación se la realiza en los bornes de cada receptor inductivo (Figura
2-14); se logra suprimir las penalizaciones por un consumo excesivo de energía
reactiva, optimiza toda la instalación eléctrica, la corriente Ir se abastece en el
mismo lugar de consumo, y, descarga el centro de transformación.
Además se logra suprimir totalmente las pérdidas por efecto Joule en los
conductores debido a que la corriente reactiva no está presente en estos.
Una compensación individual es aconsejable cuando existen cargas muy
importantes en relación a la carga total. Es el tipo de compensación que aporta
más ventajas.
6 SCHNEIDER ELECTRIC, “Manual y catálogo del electricista”, Capítulo 2, página 12.
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Figura 2-14: En los bornes de cada receptor de tipo inductivo
Fuente: SCHNEIDER ELECTRIC, “Manual teórico práctico”, Capítulo E
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
4) COMPENSACIÓN MIXTA
De acuerdo al tipo de instalación y de receptores, pueden coexistir en una
misma instalación eléctrica los siguientes tipos de esquemas de conexión de
capacitores:
• Compensación individual y parcial.
• Compensación individual y global.
• Compensación parcial y global.
• Compensación individual, parcial y global.
5) COMPENSACIÓN FIJA 7
Es aquella en la que se suministra a la instalación, de manera constante, una
misma potencia reactiva. Debe utilizarse cuando se necesita compensar una
instalación donde la demanda reactiva sea constante. Es recomendable en
aquellas instalaciones en las que la potencia reactiva a compensar no supere el
15% de la potencia nominal del transformador (Sn).
7 SCHNEIDER ELECTRIC, “Manual y catálogo del electricista”, Capítulo 2, página 12.
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6) COMPENSACIÓN VARIABLE 8
Es aquella en la que suministramos la potencia reactiva según las necesidades
de la instalación. Debe utilizarse cuando la instalación tenga una demanda
reactiva variable, es recomendable en las instalaciones donde la potencia
reactiva a compensar supere el 15% de la potencia nominal del transformador
(Sn) y/o para compensar la totalidad de una instalación.
Se debe asegurar que la variación del factor de potencia de la instalación no
sea mayor a ± 10 % del valor medio obtenido en el tiempo de medición.
Así por ejemplo, si el factor de potencia medio de una instalación compensada
es de 0,95 inductivo, el factor de potencia de la misma en ningún momento
deberá ser: ni inferior a 0,85 inductivo, ni superior a 0,95 capacitivo.
Esta compensación automática, debe ser capaz de adecuarse a las variaciones
de potencia reactiva requerida en la instalación, para conseguir mantener el PF
objetivo de la instalación.
El equipo de compensación automático está constituido por tres elementos
internos principales:
• El regulador: Cuya función es medir el cos φ de la instalación y dar las
órdenes a los contactores para intentar aproximarse lo más posible al
cos φ objetivo, conectando los distintos escalones de potencia reactiva.
• Los contactores: Son los elementos encargados de conectar los distintos
capacitores que conforman el banco. El número de escalones que es
posible disponer en un equipo de compensación automático depende de
las salidas que tenga el regulador.
• Los capacitores: Son los elementos que aportan la energía reactiva a la
instalación. Normalmente la conexión interna de los mismos está hecha
en triángulo.
8 SCHNEIDER ELECTRIC, “Manual y catálogo del electricista”, Capítulo 2, página 13.
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Para el funcionamiento de un equipo de compensación automático es
necesaria la toma de datos de la instalación; son los elementos externos que le
permiten actuar correctamente al equipo:
• La lectura de intensidad: Se debe conectar un transformador de
intensidad que lea el consumo de la totalidad de la instalación.
• La lectura de voltaje: Normalmente se incorpora en la propia batería de
manera que al efectuar la conexión de potencia de la misma ya se
obtiene este valor. Esta información de la instalación (voltaje e
intensidad) le permite al regulador efectuar el cálculo del cos φ existente
en la instalación en todo momento y le capacita para tomar la decisión
de introducir o sacar escalones de potencia reactiva.
• También es necesaria la alimentación a 230 V para el circuito de mando
de la batería. Las baterías incorporan unas bornas para este efecto.
7) INSTALACIÓN BANCO DE CAPACITORES 9
Una instalación en la que haya un único embarrado de BV es de lo más usual.
En este tipo de instalaciones la necesidad de potencia reactiva se debe evaluar
con los métodos anteriormente definidos. La compensación se realizará, para
la totalidad de los receptores de la instalación y el amperaje del transformador
de intensidad se determinará en función del total de la intensidad que atraviesa
el disyuntor general de protección. Como se ha dicho anteriormente, es
necesario realizar la instalación complementaria de un transformador de
intensidad que “lea” el consumo total de la instalación. Es indispensable la
correcta ubicación del TI (Figura 2-15), ya que en el caso de efectuar la instalación
en los sitios indicados con una cruz, el funcionamiento del equipo sería
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Figura 2-15: Esquema de conexión a un solo embarrado de BT, y ubicación del TI
Fuente: SCHNEIDER ELECTRIC, “Compensación de energía reactiva” Guía 6
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
1) INFLUENCIA DE LAS ARMÓNICAS
Cuando en una industria hay una instalación importante de aparatos
electrónicos (UPS’s, variadores de velocidad, etc.), estos distorsionan la forma
de onda debido a las armónicas introducidas por ellos en la red y pueden
perforar el dieléctrico de los capacitores.
Dependiendo de la distorsión armónica existente se deberá tomar las
precausiones respectivas, que pueden ser desde un sobredimensionamiento
del banco de capacitores, hasta la instalación de filtros.
2.2.5. FACTOR DE CARGA (Fc)
Este factor indica el comportamiento de la demanda de potencia activa
promedio y su valor máximo para un periodo cualquiera; así se tiene la
siguiente fórmula para su cálculo:
Dmáx
DpromFc =
Este valor se ve reflejado en la forma de la curva de carga.
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2.2.6. FACTOR DE USO (Fu) 10
El régimen de trabajo normal de un receptor puede ser tal, que su potencia
utilizada sea menor que su potencia nominal, lo que da noción al factor de
utilización. Se aplica individualmente a cada receptor. Por ejemplo los
receptores con motores que no trabajan a plena carga.
Matemáticamente el factor de utilización se define como la relación entre la
potencia aparente a demanda máxima para la potencia instalada, tomando en
cuenta:
• Fu ≤ 0,5 entonces los transformadores del alimentador se encuentran
subcargados.
• Fu > 0,8 entonces los transformadores del alimentador se encuentran
sobrecargados.
La potencia aparente a demanda máxima sería:
DmáxDmáx PF
DmáxkVA =
Y el factor de utilización se expresa de la siguiente manera:
instalados
Dmáx
kVA
kVAFu =
2.2.7. PORCENTAJE DE DESBALANCE 11
Este factor nos indica como se encuentra distribuida la carga total del
alimentador respecto a cada fase, un porcentaje mayor al 20% indica que se
debe balancear el sistema.
10 Westinghouse Electric Corporation, “Electric Utility Reference Book Volume 3: Distribution Systems”, Pennslvania – EEUU, 1985. 11 OTORONGO, SILVA, “Programa de reducción de pérdidas técnicas en el sistema de distribución de la Empresa
Eléctrica Ambato S.A.”, Quito – Ecuador, diciembre 1996.
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El desbalance se calcula con la siguiente fórmula:
p
pfmáx
I
IID
−=%
Donde:
• %D: porcentaje de desbalance
• Ifmáx: Corriente máxima para cada fase
• Ip: Corriente promedio total del circuito
2.2.8. FACTORES ECONÓMICOS12
Para realizar el análisis económico se utiliza una serie de indicadores básicos
con posteriores criterios de decisión, los cuales se definen a continuación:
• Tasa interna de retorno del proyecto (TIR): Es la tasa de interés a la
cual se igualan los costos de inversión y los beneficios del proyecto,
descontando los costos de operación y mantenimiento (para determinar
dichos beneficios en términos netos), es decir la tasa a la cual el Valor
presento Neto del Proyecto se iguala a cero.
• Valor presente neto del proyecto (VPN): Es el valor actualizado de los
beneficios y costos, a una tasa de descuento que refleje el costo de
oportunidad del capital involucrado en el proyecto. Esta es una de las
variables inciertas sobre las cuales se deberán hacer análisis de
sensibilidad, como se verá posteriormente.
• Relación beneficio-costo (B/C): Es el coeficiente del valor actualizado de
los beneficios, descontado el costo de operación y mantenimiento, y el
12 Organización Latinoamericana de Energía OLADE, “Manual Latinoamericano y del Caribe para el Control de Pérdidas Eléctricas”, Volumen 1, Quito – Ecuador, 1993.
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valor actualizado de los costos de inversión. Se debe utilizar la misma
tasa de descuento que para el cálculo del valor presente neto del
proyecto
Los tres criterios anotados anteriormente tienen estrecha relación entre sí y
deberán cumplir las siguientes condiciones:
• TIR > tasa de descuento
• VPN: > 0
• B/C > 1. Entre mayor sea esta relación mayor prioridad tiene el proyecto
2.3. METODOLOGÍA
La propuesta de este proyecto es la determinación del estado actual del nivel
voltaje, perturbaciones y factor de potencia que se presentan en los
transformadores que pertenecen a florícolas en el cantón Cayambe; y proponer
posibles soluciones para mejorar los parámetros que se encuentren mal.
2.3.1. ELECCIÓN DE LOS PUNTOS A MEDIR
La Empresa Eléctrica Regional Norte S.A. solicitó que los puntos a medir sean
los siguientes:
• QUALITY SERVICES S.A. es una florícola que se ubica en la zona sur
de la ciudad de Cayambe en el sector de la aduana. El transformador
escogido para el estudio es el denominado como C2T169 ubicado en
pórtico en los postes C2P1590.
• FLORÍCOLA SAN JORGE está ubicada en el sector de Nápoles al
noroeste de la ciudad de Cayambe. El transformador trifásico de 75 kVA
de capacidad denominado C3T15 instalado en pórtico en los postes
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C3P64 y C3P65, será tomado en cuenta para realizar el análisis de los
parámetros de calidad del producto.
• FLORÌCOLA ROSADEX S.A. - TRANSFORMADOR DE 100 kVA
(C5T172) ubicada en el sector de La Compañía en el kilómetro 10
Panamericana Norte Cayambe. Se realiza la medición en el
transformador denominado C5T172 instalado en pórtico en los postes
C5P1617 y C5P1618, para lo cual se prevé instalar el analizador de
redes MEMOBOX 300, procesando la información con los programas
CODAM BASIC 4.1.1.8 y Microsoft EXCEL.
• FLORÌCOLA ROSADEX S.A. - TRANSFORMADOR DE 75 kVA
(C5T173) ubicada en la zona norte de Cayambe. Siguiendo con lo
planificado, procedemos a realizar la medición con el equipo TOPAS
1000 del 8 al 15 de agosto de 2006 en el transformador trifásico
identificado como C5T173 de 75 kVA ubicado en pórtico en los postes
denominados C5P1621 y C5P1622.
• FLORÍCOLA GARDAEXPORT S.A. ubicada en la panamericana norte
de la ciudad de Cayambe kilómetro 1 ½. A continuación se procede a
analizar el transformador trifásico denominado C5T22 instalado en
pórtico en los postes C5P98 y C5P99.
• ALIMENTADOR C2, C3 Y C5 de la subestación Cayambe.
2.3.2. ADQUISICIÓN DE MEDICIONES
Los parámetros a medir son los siguientes:
• Voltaje (Consumidores tipo florícola y alimentadores)
• Armónicos de voltaje y corriente (Sólo consumidores tipo florícola)
• Flicker (Sólo consumidores tipo florícola)
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• Factor de potencia (Consumidores tipo florícola y alimentadores)
El registro en cada punto de medición se efectuará durante un periodo de 7
días continuos en intervalos de medición de 10 minutos.
Los equipos que se usarán para adquirir la información son el MEMOBOX 300,
TOPAS 1000 e ION 3000.
Simultáneamente con el registro semanal se deberá medir la energía entregada
a efectos de conocer la que resulta suministrada en malas condiciones de
calidad.
2.3.3. PROCESAMIENTO
El procesamiento de la información adquirida por los equipos analizadores de
redes eléctricas se la realizará de los programas computacionales CODAM
PLUS, TOPAS 1000/19 y MICROSOFT EXCEL.
De cada registro de mediciones se determinará el número de estas que
incumplan con los límites y rango establecidos.
El límite establecido para voltaje es de ± 8% del valor nominal del punto de
medición, ver Tabla 2-2.
Tabla 2-2: Valores nominales y límites de voltaje.
ALIMENTADOR PRIMARIO
TRANSFORMADOR
SECUNDARIO
TRANSFORMADOR
VOLTAJE NOMINAL 7967 7967 127
+ 8% 8605 8605 137
- 8% 7330 7330 117
Fuente: Regulación No. CONELEC – 004/01
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
Para armónicos se tienen dos factores que determinar:
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• La distorsión armónica total (THDV y THDI)
• La distorsión individual (Vi e Ii)
Los límites para la distorsión armónica total de voltaje y corriente se presenta a
continuación (Tabla 2-3)
Tabla 2-3: Límites para la THD.
Tolerancia para V≤40 kV
THDV 8%
THDI 20%
Fuente A: Regulación No. CONELEC - 004/01
Fuente B: Normas Técnicas del Servicio de Distribución Resolución CNEE No. -09-99
Elaborado por: Andrés Bedón
En la Tabla 2-3 se indica un valor máximo permitido para el THDV, pero se lo
puede dividir en tres niveles de seguridad13:
• Un valor de THDV inferior al 5 % se considera normal. Prácticamente no
existe riesgo de mal funcionamiento en los equipos; se lo definirá como
nivel seguro y sería entregar por parte de la distribuidora un suministro
de electricidad de buena calidad respecto a este parámetro.
• Un valor de THDV comprendido entre el 5 y el 8 % indica una distorsión
armónica significativa. Se pueden dar funcionamientos anómalos en los
equipos; se lo definirá como nivel inseguro y sería tener una red eléctrica
con una calidad de energía eléctrica no tan buena, respecto a armónicos
de voltaje.
• Un valor de THDV superior al 8 % revela una distorsión armónica
importante. Los funcionamientos anómalos en los equipos son
probables. Un análisis profundo y un sistema de atenuación se hacen
necesarios; este se definirá como un nivel de riesgo y sería tener una
red eléctrica con mala calidad de energía eléctrica.
13 FIGUEROA Eduard, Seminario: “ARMÓNICOS EN REDES INDUSTRIALES Y DE DISTRIBUCIÓN”, Quito – Ecuador, enero de 2007.
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En la Tabla 2-3 se indica un valor máximo permitido para el THDI, pero se lo
puede dividir en tres niveles de seguridad14:
• Un valor de THDI inferior al 10 % se considera normal. Prácticamente no
existe riesgo de funcionamiento anómalo en los equipos; este será un
nivel seguro.
• Un valor de THDI comprendido entre el 10 y el 20 % revela una
distorsión armónica significativa. Existe el riesgo de que aumente la
temperatura, lo que implica el sobredimensionado de los cables y las
fuentes; este será un nivel inseguro.
• Un valor de THDI superior al 20 % revela una distorsión armónica
importante. El funcionamiento anómalo de los equipos es probable. Un
análisis profundo y un sistema de atenuación son necesarios;
tendríamos un nivel de riesgo.
Los límites para los factores individuales (Vi e Ii) están expuestos en el Anexo
B Tabla B-1 y Tabla B-2.
El valor de la THDI puede llegar a ser en muchos casos superficial, esto se
debe a que el valor al que hace referencia esta tasa de distorsión en su fórmula
es la corriente fundamental I1 como se expresa a continuación:
1
2
2
I
I
THD hh
I
∑==
Debido a que en algunos periodos de tiempo la carga es baja esta corriente
fundamental también lo es, entonces los porcentajes de armónicos pueden
llegar a ser muy representativos.
14 FIGUEROA Eduard, Seminario: “ARMÓNICOS EN REDES INDUSTRIALES Y DE DISTRIBUCIÓN”, Quito – Ecuador, enero de 2007.
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Una referencia mucho mejor se lograría determinando la distorsión total de la
demanda (TDD), que en lugar de hacer referencia a la corriente fundamental,
tiene como denominador a un valor de corriente significativo del sistema.
L
hh
I I
I
TDD∑
== 2
2
Esta corriente IL se la obtiene determinando la máxima demanda de corriente
para un año; como el analizador de redes estuvo instalado una semana, el
valor de IL será la máxima corriente que se presentó durante los 7 días.
A continuación se establece la relación entre el THDI y TDDI:
1
2
2
I
I
THD hh
I
∑==
Y:
L
hh
I I
I
TDD∑
== 2
2
Tenemos:
1ITHDITDD ILI ×=×
Por lo tanto:
L
II I
ITHDTDD 1×
=
Tomando en cuenta que los límites serán los mismos que se aplicó para la
distorsión armónica total de corriente.
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Para el flicker se tiene un límite de 1 y para el factor de potencia es de 0,92, ya
que estos factores son adimensionales.
El transformador o alimentador no cumple con los parámetros en el punto de
medición respectivo, cuando durante un 5% o más del período de medición de
7 días continuos el servicio lo suministra incumpliendo los límites establecidos
anteriormente.
2.3.4. CAUSAS Y POSIBLES SOLUCIONES A PROBLEMAS
Para este punto se tomará a un solo consumidor y un solo alimentador.
Los problemas se resultan del procesamiento de los registros de mediciones y
de simulaciones de los circuitos en el programa computacional SPARD, donde
se encontrarán las caídas máximas de voltaje, pérdidas, corrientes de
cortocircuito, factor de carga, factor de uso y desbalance, factores que sirven
para evaluar una red eléctrica.
Las soluciones se establecerán en base a la gravedad de problemas y a los
beneficios económicos que presenten.
Es así que se planteará un análisis económico para determinar la factibilidad de
realizar los arreglos en la red eléctrica de un consumidor tipo florícola.
2.4. RESUMEN
En este capítulo se han presentado los conceptos de las diferentes
perturbaciones y factores que influyen y determinan la calidad del producto
eléctrico.
Estos conceptos van desde el origen y los efectos perjudiciales que causan a
los conductores, equipos y personas que utilizan la energía eléctrica de la
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misma alimentación, debido a la deformación y variación de la amplitud de las
ondas de voltaje y corriente, hasta las soluciones generales que se emplean en
la actualidad.
Algo muy importante es que cierto tipo de equipos, pueden ser causantes de
dos tipos de disturbios así como también una solución puede ayudar a mitigar a
más de una perturbación; por lo tanto el análisis de las soluciones se la debe
realizar de forma global.
La carga que se maneje dentro de una industria es un factor que determinará el
grado de complejidad de la solución, aunque un procedimiento simple puede
ser la mejor alternativa técnica más favorable, así como también la alternativa
económica más conveniente.
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3. EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DEL
PRODUCTO ELÉCTRICO
3.1. INTRODUCCIÓN
La evaluación de la calidad del producto eléctrico, es determinar el estado del
voltaje, corriente y potencia, según los límites y rangos establecidos en la
Regulación No. CONELEC – 004/01 y la NTSD, para cada uno de los
siguientes parámetros:
• Nivel de voltaje
• Flicker de corta duración
• Armónicos de voltaje
• Armónicos de corriente
• Factor de Potencia
Este capítulo tiene la intención de evaluar a los consumidores especiales tipo
florícola que se alimentan de la subestación Cayambe de EMELNORTE; no
solo porque tienen una influencia económica fuerte para la distribuidora sino
también por la contaminación que pueden causar si sus instalaciones no son
las adecuadas.
EMELNORTE S.A. tiene su área de concesión dentro de las provincias de
Imbabura y Carchi, además de los cantones de Cayambe y Pedro Moncayo, un
sector de la provincia de Esmeraldas y un sector de la provincia de Sucumbíos.
Los 11800 km2 de área de concesión se encuentran divididos en 4 zonas. En la
zona 1 se encuentran los cantones de Cayambe y Pedro Moncayo; en la zona
2 los cantones Otavalo, Cotacachi y Antonio Ante; en la zona 3 el cantón de
Ibarra y un sector de Esmeraldas; y en la zona 4 la provincia del Carchi y un
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sector de Sucumbíos. Con más de 160000 consumidores y aproximadamente
1000 consumidores especiales que se encuentran concentrados en su mayoría
en la Zona 1.
3.2. SUBESTACIÓN CAYAMBE
La subestación de distribución Cayambe se encuentra ubicada en el kilómetro
1 ½ de la panamericana Norte de la ciudad de Cayambe. Esta subestación
opera a un nivel de voltaje en la barra de entrada de 69 kV y a un nivel de
voltaje de salida de 13,8 kV, con un transformador trifásico de 10/12,5 MVA
configuración delta – estrella, y un sistema de barra simple en la entrada y
salida; es decir esta subestación es del tipo MV/MV.
A la barra de 69 kV se acoplan dos líneas de medio voltaje que son Otavalo –
Cayambe y Cayambe – La Esperanza. La primera proviene de la subestación
de distribución Otavalo con una longitud de 26,5 km y calibre de sus
conductores de 266 MCM; la segunda línea va hacia la subestación de
distribución La Esperanza, que se incorporó al sistema en el mes de febrero del
año 2006 en reemplazo de la subestación Tabacundo, que se convirtió en una
subestación de paso. La línea Cayambe – La Esperanza tiene una longitud de
aproximadamente 11,8 km y calibre de sus conductores de 477 MCM (Figura 3-1)
A la barra de salida de 13,8 kV se encuentran acoplados 5 alimentadores
denominados C1, C2, C3, C4 y C5, además de un banco de capacitores de 3,0
MVAR.
El alimentador C1 tiene una longitud de 11,4 km aproximadamente, recorriendo
en su totalidad la zona urbana de la ciudad de Cayambe por lo que este circuito
tiene predominio de consumidores tipo residencial, aproximadamente 3108
consumidores de los cuales 20 son alimentados en MV.
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Posee instalados 130 transformadores, entre monofásicos y trifásicos, dando
una capacidad instalada de 4422,5 kVA que resulta en 389 kVA/km,
determinándolo como un alimentador de alta densidad.
Los calibres de conductor utilizados en las fases para este circuito son:
• 4,7 km. de conductor 4 ACSR.
• 2,2 km. de conductor 2 ACSR.
• 3,9 km. de conductor 1/0 ACSR.
El alimentador C2 por su parte tiene una longitud de 180 km.
aproximadamente, recorre la parte sur del cantón Cayambe, con 5294
consumidores de los cuales 107 corresponden a los alimentados en MV.
En este alimentador se encuentran instalados 535 transformadores, entre
monofásicos y trifásicos, dando una capacidad instalada de 17485 kVA que
resulta en 97 kVA/km, determinándolo como un alimentador de baja densidad.
Los calibres de conductor utilizados en las fases para este circuito son:
• 12,3 km. de conductor 4 ACSR.
• 16 km. de conductor 2 ACSR.
• 7 KM. de conductor 1/0 ACSR.
El alimentador C3 tiene una longitud aproximada de 125 km., recorriendo la
parte nororiental del cantón Cayambe, con 2908 consumidores de los cuales
237 son suministrados en MV.
La capacidad instalada en este alimentador es de 16712,5 kVA con un total de
445 transformadores entre monofásicos y trifásicos, que resulta en 133,7
kVA/km, determinándolo como un alimentador de alta densidad.
Los calibres de conductor utilizados en las fases para este circuito son:
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• 19,3 km. de conductor 4 ACSR.
• 94,6 km. de conductor 2 ACSR.
• 8,8 km. de conductor 1/0 ACSR.
El alimentador C4, al igual que el C1, tiene una carga predominante tipo
residencial, con una longitud de 33 km. aproximadamente posee 3079
consumidores de los cuales 23 son alimentados en MV.
El alimentador tiene instalados 125 transformadores, entre monofásicos y
trifásicos, dando una capacidad instalada de 3645 kVA, que resulta en 110
kVA/km que lo determinaría como un alimentador de alta densidad.
Los calibres de conductor empleado en las fases son los siguientes:
• 5,4 km. de conductor 4 ACSR.
• 25,5 km. de conductor 2 ACSR.
• 1,3 km. de conductor 1/0 ACSR.
El alimentador C5 tiene una longitud total de 97 km. con un vano máximo de 17
km. aproximadamente, 1975 consumidores de los cuales 93 se alimentan en
MV.
En este alimentador se encuentran instalados 240 transformadores, entre
monofásicos y trifásicos, dando una capacidad instalada de 7687,50 kVA que
resulta en 80 kVA/km. es decir este es un alimentador de baja densidad.
Los calibres de conductor más utilizados en este alimentador son los
siguientes:
• 90 km. de conductor 2 ACSR.
• 5,7 km. de conductor 1/0 ACSR.
En esta subestación se encuentran instalados los equipos de medición ION
3000 utilizados tanto para mediciones de energía, pérdidas y calidad. Estos
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equipos tienen la facilidad de que se puede observar en tiempo real y en forma
remota, los valores que se encuentran midiendo y también se puede descargar
la información almacenada.
Figura 3-1: Unifilar de la interconexión de la subestación Cayambe con las otras subestaciones de distribución de
EMELNORTE S.A.
Fuente: Departamento de inventarios EMELNORTE S.A.
Los alimentadores 1 y 4, llamadas C1 y C4 respectivamente, son de tipo
residencial con muy pocas industrias florícolas, por su parte los alimentadores
2, 3 y 5, llamados C2, C3 y C5, alimentan la mayor parte de los consumidores
tipo florícola.
3.3. ADQUISICIÓN DE MEDICIONES
Se van a realizar mediciones en los transformadores que pertenecen a los
diferentes consumidores conectados a los alimentadores 2, 3 y 5.
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Se debe preparar un cronograma de actividades para instalar los analizadores
de calidad, evitando pérdidas de tiempo y optimizando los recursos de
EMELNORTE S.A.
Un ejemplo de cronograma de actividades semanal para la ubicación de los
analizadores de redes lo podemos observar en la en el Anexo C Tabla C-1.
Utilizaremos los equipos MEMOBOX 300, y TOPAS 1000; con los cuales
realizaremos mediciones en periodos de siete días consecutivos durante 3
semanas para alcanzar el número esperado de tomas.
Además se debe especificar que equipo vamos a utilizar y que tipo de medición
vamos a realizar (consumidor final, transformador de distribución, consumidor
de MV, barra de salida de subestación de distribución) para nuestro caso es
una medida de un consumidor de MV.
También se coloca el sector, la fecha y hora a la cual se espera que el equipo
esté instalado. Otras especificaciones que deben indicarse en el programa son
el código (ID) del poste; código, potencia, tipo (3f, 1f) y el propietario (público o
privado) del transformador; código y nombre del consumidor además del
número de medidor.
Al tener la programación establecida se procede a calibrar los equipos según el
tipo de medición que se va a hacer; esto es colocar los límites respectivos para
cada tipo de perturbación así como también indicar los valores nominales de
voltaje del analizador 127 V F-N y para los transformadores de corriente poner
la corriente de los MEMOBOX a 1500 A.
Una vez calibrados y con el cronograma de ubicación se procede a la
instalación de los equipos, que por una semana (7 días) estarán adquiriendo
todos los valores de los parámetros necesarios para realizar el estudio de
calidad del producto.
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Luego de cada semana de medición, se procede a desconectar el analizador y
posteriormente se realizará la descarga de la información.
Para descargar la información, debemos conectar el analizador de calidad al
computador por medio de un cable de comunicación que se conecta en el
puerto serial (COM 1) que cada uno de los equipos debe poseer; una vez
realizada esta conexión, se debe alimentar al analizador desde una fuente y en
el computador se ingresa al programa respectivo y se descargan los archivos
de medición.
3.4. PUNTOS DE MEDICIÓN
La información adquirida por el analizador de calidad de redes TOPAS 1000
será procesada por dos programas computacionales, Microsoft Excel y TOPAS
1000/19, este último utilizado también para la configuración del equipo y la
descarga de la información adquirida por el mismo. En el programa TOPAS
1000/19 se realizará un análisis preliminar gráfico, en donde se ubicarán el o
los periodos en el que pudieron haber ocurrido sucesos que modificaron el
normal funcionamiento de la red eléctrica.
Además este programa hace posible que se pueda exportar la información
adquirida en las mediciones hacia el programa Microsoft Excel.
La información adquirida por el equipo MEMOBOX 300 sólo podrá ser
analizada gráficamente y numéricamente en el programa computacional
EXCEL.
Este análisis comprende los siguientes parámetros:
• Nivel de voltaje
• Armónicos de voltaje
• Armónicos de corriente
• Parpadeo
• Factor de potencia
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El análisis de los parámetros se lo hará en los siguientes sitios:
• QUALITY SERVICES S.A.- C2T169, carga asociada:
o Dos compresores de 26,4 kW que trabajan acompañados de
ventiladores externos y difusores dentro de los cuartos fríos.
o Además iluminación basada en focos de mercurio de 220 voltios
con balasto electrónico y lámparas fluorescentes, en post-
cosecha.
o Bombas de riego, en total 16 de 1 hp cada una.
o Motores ubicados en cada nave para movimiento del techo de las
naves de 1 hp cada uno, en total 70 motores.
o Equipo de control y monitoreo de dichos motores.
o Computadores y periféricos.
Además de todos los equipos anteriormente mencionados, tiene un
banco de capacitores para realizar la compensación de reactivos; consta
de una unidad fija de 9 kVAr y 26 kVAr automáticos a 230 voltios, con
cuatro unidades de 4 kVAr y dos de 5 kVAr.
También se tiene instalado un generador de 300 kVA, 240 kW y factor
de potencia de 0,8 que funciona en casos de suspensión del servicio
eléctrico.
Las bombas trabajan por ciclos de riego y los compresores se encienden
según la necesidad de enfriamiento; es decir trabajan durante todo el día
con mayor aplicación desde las 7:00 hasta las 18:00. Los motores de los
techos trabajan según la temperatura ambiente y la temperatura de cada
nave, lo que da un ciclo más reducido de trabajo.
Este equipamiento mencionado es el causante de requerir potencia
reactiva que reduce el factor de potencia, pero al tener compensación a
base de capacitores lo más seguro es que no se tenga problemas con
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este parámetro; ahora bien los equipos de control y monitoreo pueden
llegar a contaminar la red con armónicos.
La adquisición de la información se la realiza a través del equipo
Memobox 300 instalado en el transformador trifásico de 75 kVA de
capacidad denominado C2T169 y se la procesará con los programas
CODAM PLUS y EXCEL.
• FLORÍCOLA SAN JORGE - C3T15, carga asociada:
o Bombas de riego, dos de 10 hp y una de 5 hp.
o Compresores ubicados en la periferia del edifico de post-cosecha,
7 de 3 hp y 1 de 10 hp, asociados a su respectiva ventilación y
difusores instalados dentro de los cuartos fríos.
o Una picadora de 10 hp.
o Iluminación a base de lámparas fluorescentes para post-cosecha
o Computadores y periféricos en las oficinas.
Las bombas de riego trabajan en periodos determinados durante todo el
día, los compresores en cambio dependen de la temperatura del cuarto
frío, con mayor actividad durante el día.
La picadora tiene un uso menos prolongado, no así la iluminación que
permanece encendida durante todo el día de trabajo, al igual que los
equipos de informática.
Debido a la falta de compensación de reactivos y a que las bombas,
compresores y la picadora son equipos que demandan energía reactiva
el factor de potencia deberá ser bajo para este transformador.
La medición se la realizará con el equipo Memobox 300 instalado desde
el día martes 6 de junio de 2006 hasta el día martes 13 de junio de 2006.
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• FLORÌCOLA ROSADEX S.A.- C5T172, carga asociada:
o Cuatro compresores de 5 hp y dos de 12 hp asociados a sus
ventiladores externos y los respectivos difusores instalados en la
parte interna del cuarto frío.
o Iluminación a base de focos de descarga de mercurio y lámparas
fluorescentes para el edificio de post-cosecha y las oficinas.
o Equipos de informática.
Los compresores trabajan de manera continua durante el periodo de
labor con una disminución durante la noche.
Debido a la ausencia de compensación capacitiva y a la utilización de
equipos que demandan energía reactiva, el factor de potencia podría
llegar a incidir en una mala calidad del producto eléctrico.
• FLORÌCOLA ROSADEX S.A. - C5T173 carga asociada:
o Cuatro bombas de 7,5 hp, una de 10 hp, una de 5 hp y una de 3
hp ubicadas a lo largo de toda la plantación para riego.
Además se tienen bombas de fumigación y equipamiento en la cocina
pero que no tienen tanta influencia.
Estas bombas de riego trabajan por turnos durante todo el día, debido a
que es la carga predominante el factor de potencia de este
Debido a que las pérdidas para el circuito original no son muy grandes, es
posible que la readecuación de la red no se la pueda justificar
económicamente.
4.3.2. FACTOR DE POTENCIA Y ARMÓNICOS
El transformador denominado C5T173 de 75 kVA de capacidad, alimenta una
carga que se basa en bombas para riego y fumigación.
Figura 4-5: Potencia Reactiva requerida
Fuente: Medición realizada en C5T173 con el equipo TOPAS 1000
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
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La Figura 4-5 muestra los requerimientos actuales de Potencia Reactiva, que
oscilan entre 5 y 15 kVAr.
El banco de capacitores tiene la finalidad de mejorar el factor de potencia
suministrando las necesidades de potencia reactiva que las bombas requieren,
y así obtener la reducción de los recargos que la empresa distribuidora aplica.
La instalación de condensadores permite reducir las caídas de tensión en los
conductores permitiendo mantener el calibre actual; además reduce las
pérdidas por efecto joule que se producen en conductores y transformadores.
Cuando se menciona la reducción de las pérdidas se está hablando de
disminuir la intensidad de corriente, este efecto también permite aumentar la
potencia disponible en la instalación sin necesidad de ampliar los equipos como
cables, aparatos y transformadores.
4.3.2.1. CÁLCULO DE LA POTENCIA REACTIVA
La necesidad de una compensación reactiva es de carácter urgente tomando
en cuenta que el límite establecido en 2.3.3 es de 0,92 y el factor de potencia
promedio para este transformador es de 0,72.
Los datos para calcular los requerimientos de potencia reactiva son los
siguientes:
• La potencia activa consumida en kilovatios (ANEXO F Tabla F-1)
• El factor de potencia inicial ( )72,0=inicialPF
• El factor de potencia deseado ( )95,0=finalPF 21
Para la relación entre el factor de potencia inicial de 0,72 y el deseado de 0,95
se obtiene el coeficiente c de 0,634 (ANEXO D Tabla D-1).
21 SCHNEIDER ELECTRIC, “Manual teórico práctico”, Capítulo E.
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109
La potencia reactiva requerida quedaría de la siguiente forma:
kVAR 22634,045 =×= kWQ
El requerimiento de potencia reactiva es de 22 kVAr; según lo especificado en
2.2.4.2, si la necesidad de potencia reactiva sobrepasa el 15% de la potencia
nominal del transformador se debería instalar compensación automática.
Tenemos que:
10010100
10223
3
×××=
n
c
S
Q
%22=n
c
S
Q
Como el porcentaje que se obtuvo es mayor a 15% la compensación que mejor
se adapta a nuestras necesidades técnicas sería la automática.
La necesidad de reactivos se la puede calcular basado en los datos de origen
para la Figura 4-5, de la misma manera que se determinó para el transformador
denominado C5T172 en 4.2.2.1.
Con un total de 1008 mediciones, 907 deberán estar debajo del valor límite
para tener el 90% del tiempo compensado.
El valor límite con el cual se tendría compensada las necesidades de reactivos
en el 90% del tiempo es de 15 kVAr.
Ahora bien de acuerdo con la Figura 4-5, si colocamos una banco de 20 kVAr se
tendría una compensación durante casi todo el periodo de medición (1006
valores de los 1008 estarían compensados) incrementando el costo; si se
instala un banco de capacitores de 15 kVAr se tendría una mejor
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110
compensación sin llegar a tener valores de factor de potencia capacitivo y a un
menor costo.
4.3.2.2. ARMÓNICOS
Como se ve en el estudio realizado en 3.4.2.4, el THDV se encuentra dentro de
los rangos permitidos en 2.3.3 y dentro del nivel establecido como seguro; por
otra parte el estudio realizado en 3.4.3.4, determinó un THDI dentro de los
rangos permitidos en 2.3.3 pero en el nivel denominado como inseguro.
Se procede con el análisis de la distorsión total de la demanda para el periodo
de medición, basado en la Tabla 4-23:
Tabla 4-23: Resultados del procesamiento de la medición en el transformador C5T173, para TDDI=20%
Mediciones fuera
del límites establecidos
Porcentaje de mediciones
fuera del límite establecido
Fase 1 3 0%
Fase 2 6 1%
Fase 3 0 0%
Fuente: Medición realizada en C5T173 con el equipo TOPAS 1000
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
Se aprecia claramente que este parámetro de referencia de calidad posee muy
pocas mediciones que exceden el límite, por lo tanto se puede sacar como
conclusión que la distorsión armónica producida no es de mucha importancia.
4.3.2.3. BANCO DE CAPACITORES (C5T173)
La instalación de un banco de capacitores es la alternativa que se propone
para solucionar el problema serio de bajo factor que presenta este circuito, y
como consecuencia de esta mejora de factor de potencia se puede lograr una
disminución de pérdidas y caída de voltaje.
Se propone la instalación de un banco de capacitores semiautomático con
equipos Lifasa y Camsco, una unidad fija de 5 kVAr y una unidad de 10 kVAr
que se controla por medio de un timer durante las horas de bombeo.
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111
La demanda de potencia reactiva (dos días en la semana de trabajo normal y
un día del fin de semana) se incrementa para el periodo de tiempo
comprendido desde las 8:00 horas en la mañana hasta las 17:00 horas en la
tarde aproximadamente, (Figura 4-6, Figura 4-7, Figura 4-8).
Figura 4-6: Demanda de potencia reactiva para el día jueves 10/08/2006
Fuente: Medición realizada en C5T173 con el equipo TOPAS 1000
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
Figura 4-7: Demanda de potencia reactiva para el día viernes 11/08/2006
Fuente: Medición realizada en C5T173 con el equipo TOPAS 1000
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
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112
Figura 4-8: Demanda de potencia reactiva para el día sábado 12/08/2006
Fuente: Medición realizada en C5T173 con el equipo TOPAS 1000
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
El presupuesto para la instalación del banco de capacitores semiautomático se
indica en el Anexo F Tabla F-2.
4.3.2.4. CÁLCULO DE LA FRECUENCIA DE RESONANCIA (C5 T173)
La frecuencia de resonancia se la calculará con los resultados obtenidos del
flujo de cortocircuito corrido en el programa SPARD según el ANEXO K plano
8.
Primero debemos encontrar el rango:
Qc
Scchrp =
1115
1870 ==hrp
Entonces calculamos la frecuencia de resonancia:
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113
hrpffr ⋅=
6601160 =⋅=fr
Tabla 4-24: Cálculo de la frecuancia de resonancia C5T173.
Valor Unidad f 60 Hz
Qc 15 kVAr V 220 V
Icc 8,5 kA Scc 1870 kVA hrp 11 fr 660 Hz
Fuente: Medición realizada en C5T173 con el equipo TOPAS 1000
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
Como 11 es un armómico que se encuentra presente en la red en un
porcentaje muy por debajo del límite, el banco de capacitores no presentará
problemas al ser instalado.
4.3.3. CÁLCULO DE PÉRDIDAS FINALES DEL CIRCUITO DE
C5T173 22
Se va a realizar el cálculo de pérdidas para la red alimentada por el
transformador C5T173 según la topología que se muestra en el ANEXO K
plano 8.
Los datos que debemos ingresar al programa son los siguientes:
• Capacidad instalada (Cap.Inst= 75 kVA)
• El factor de potencia promedio (Fpp= 0,72)
• La demanda máxima de potencia activa (Dpmax= 39,2 kW)
• La demanda de potencia reactiva justo en el tiempo cuando ocurrió la
demanda máxima de potencia reactiva (Dq=22,6 kVAr)
22 Los resultados se obtuvieron de la simulación realizada en el programa SPARD.
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114
• El factor de potencia para demanda máxima (Fpdmax= 0,866)
• Demanda promedio de potencia activa (Dpprom= 11,7 kW)
• Factor de carga
• Factor de demanda
El Fpp, Dpmax, Dq, Fpdmax, Dpprom fueron obtenidos por el analizador de redes
Memobox 300 para valores medios.
Se considera un sistema aproximadamente balanceado y el tap del
transformador se lo ubicará en la posición 4.
A continuación se presentan los resultados del flujo para este circuito, (Tabla 4-25,
Tabla 4-26):
Tabla 4-25: Información general por fase
Fase Carga potencia
activa (kW)
Carga potencia
reactiva (kVAr.)
Caída de voltaje
máxima
Regulación
máxima
Corriente en el
transformador (A)
A 13,78 2,94 3,15 3,15 119,8
B 13,72 2,95 2,83 2,92 119,2
C 13,74 2,96 3,01 3,10 119,4
Fuente: Simulación realizada en el programa SPARD
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
Tabla 4-26: Pérdidas totales del circuito
Energía
(kWh)
Potencia activa
(kW)
Potencia activa
(%)
Potencia reactiva
(kVAr)
Potencia reactiva
(%)
73 0,85 2,02 0,84 8,67
Fuente: Simulación realizada en el programa SPARD
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
Comparando con los resultados del flujo original se tiene las siguientes
ventajas, (Tabla 4-27, Tabla 4-28):
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Tabla 4-27: Reducción de las caídas de voltajes que se obtienen al instalar el banco de capacitores en C5P1621
Fase Caída de voltaje máxima original
Caída de voltaje máxima final
Reducción de la caída de voltaje
máxima
A 3,74 (%) 3,15 (%) 0,59 (%)
B 3,29 (%) 2,83 (%) 0,46 (%)
C 3,50 (%) 3,01 (%) 0,49 (%)
Fuente: Simulación realizada en el programa SPARD
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
Tabla 4-28: Reducción de pérdidas que se obtienen al instalar el banco de capacitores en C5P1621
Energía (kWh)
Potencia activa (kW)
Potencia reactiva (kVAr)
Original 83,04 0,97 0,97
Final 73,00 0,85 0,84
Reducción 10,04 0,12 0,13
Fuente: Simulación realizada en el programa SPARD
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
Más información ANEXO K plano 12.
4.4. ALIMENTADOR C5 SUBESTACIÓN CAYAMBE
El alimentador C5 de la subestación de distribución Cayambe tiene grandes
falencias en lo que respecta a factor de potencia. Este no es un parámetro que
se deba analizar para este punto de medición según lo estipulado en la
Regulación No. CONELEC – 004/01, pero incrementa las pérdidas que se
producen en este alimentador.
El bajo factor de potencia que se presentan en la mayoría de los consumidores
de MV, ocasiona que a nivel de alimentador y a nivel de subestación se tenga
igualmente un bajo factor de potencia.
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116
4.4.1. ESQUEMA DE LA LÍNEA DE MV C5 23
La topología de líneas de MV, es muy importante para una distribuidora como
EMELNORTE S.A. debido a que sus longitudes son muy largas. Para nuestro
caso en particular, la longitud del alimentador C5 es de aproximadamente
97km.
El esquema empleado en este alimentador es el radial a 4 hilos (llamado
también antena). Su principio de funcionamiento es de una sola vía de
alimentación, esto significa que cualquier punto de consumo en tal estructura
sólo puede ser alimentado por un único camino eléctrico.
Las ventajes y desventajas para este esquema se presentan en la Tabla 4-29.
Tecnología Ventajas Desventaja
Radial • Simplicidad • Explotación
• Costo de instalación Calidad del servicio.
Tabla 4-29: Ventajas y desventajas del esquema radial
Todas las líneas “4 hilos” utilizan una conexión del neutro directa a tierra,
además en C5 el conductor neutro está conectado a tierra en múltiples puntos
para no presentar un voltaje peligroso a lo largo de la línea, este tipo de
esquema se denomina neutro directo a tierra y distribuido. Las características
de este esquema se presentan en la Tabla 4-30.
Esquema Conexión Ventajas Desventajas
Neutro directo a
tierra y distribuido.
Permite la
distribución en
monofásico o
trifásico.
Requiere numerosas
tomas a tierra de
buena calidad
(seguridad).
Exige un plan de
protección complejo.
Provoca elevadas
corrientes de defecto
a tierra.
Tabla 4-30: Características del neutro distribuido y puesto a tierra en numerosos puntos
23 PURET Christian, “Las redes de distribución pública de MT en el mundo”, Cuaderno Técnico nº 155 SCHNEIDER ELECTRIC, páginas 15 y 16. FULCHIRON Didier, “Elección de parámetros fundamentales en las redes de MT de distribución pública”, Cuaderno Técnico nº 203 SCHNEIDER ELECTRIC, páginas 10 – 12.
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117
Las protecciones en la línea de MV C5 son en cascada en base a fusibles, por
consideraciones económicas; para obtener una buena detección de los
defectos deben colocarse varios dispositivos en cascada llamados
Reconectadores (Recloser) para las troncales (tramos de circulación de
corriente considerable) y para los últimos tramos, la protección será por
fusibles.
4.4.2. ANÁLISIS DE LA CONFIGURACIÓN DE LA LÍNEA C5 24
El estudio de las condiciones del alimentador C5 se lo va a realizar en base del
factor de carga (Fc), factor de uso (Fu) y porcentaje de desfasamiento (D); y se
evaluará según las pérdidas y la caída de voltaje.
A continuación se presentan los resultados del flujo para este circuito, (Tabla 4-31,
Tabla 4-32, Tabla 4-33):
Tabla 4-31: Parámetros ingresados en el programa
Factor de Potencia Factor de carga Factor de pérdidas Factor de demanda
0,86 0,65 0,78 1,00
Fuente: Simulación realizada en el programa SPARD
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
Tabla 4-32: Información general por fase
Fase Carga potencia
activa (kW)
Carga potencia
reactiva (kVAr.)
Caída de voltaje
Máxima (%)
Regulación
Máxima (%)
Corriente en el
alimentador (A)
A 365,89 206,88 2,94 3,03 53,11
B 431,59 222,57 1,20 1,21 60,94
C 439,48 231,00 5,45 5,77 62,31
Fuente: Simulación realizada en el programa SPARD
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
24 Los valores de demanda promedio y máxima fueron calculados del registro de mediciones del equipo ION3000, y de resultados de la simulación del alimentador C5 (plano 9) en el programa SPARD.
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Tabla 4-33: Pérdidas totales del circuito
Energía
(kWh)
Potencia activa
(kW)
Potencia activa
(%)
Potencia reactiva
(kVAr)
Potencia reactiva
(%)
14913,30 26,72 2,11 23,70 3,64
Fuente: Simulación realizada en el programa SPARD
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
4.4.2.1. FACTOR DE CARGA
Para nuestro alimentador se tiene los siguientes datos:
• Demanda promedio = 1280 kW (Registrada durante 28 días)
• Demanda máxima = 1978 kW (Registrada durante 28 días)
65,01978
1280==Fc
El factor de carga inicial será de 0,65.
4.4.2.2. FACTOR DE USO
De los registros de la medición realizada con el equipo analizador de redes ION
3000 y del departamento de inventarios se obtienen los siguientes datos:
• Demanda máxima = 1978 kW (Registrada durante 28 días)
• Factor de potencia a demanda máxima = 0,889 (Registrado durante 28
días).
• Potencia instalada = 7687,5 kVA (Fuente: Departamento de inventarios
EMELNORTE S.A.)
instalados
Dmáx
kVA
kVAFu =
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5,7687
889,01978=Fu
29,0=Fu
Por lo tanto este alimentador se encuentra subcargado.
4.4.2.3. PORCENTAJE DE DESBALANCE
Se presenta a continuación la Tabla 4-34, donde se establecen los valores de las
corrientes promedio y máxima de cada fase:
Tabla 4-34: Corrientes eficaces promedios y máximas para cada fase
FASE A FASE B FASEC
I promedio (A) 57,21 65,18 63,62
I máxima (A) 94,19 100,07 99,11
Fuente: Medición realizada con el equipo ION3000
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
El desbalance para cada fase se determina a continuación:
%91,5162
6219,94% =−=AD
%18,6562
6207,100% =−=BD
%84,5962
6211,99% =−=CD
Las tres fases de este alimentador se encuentran desbalanceadas por lo que
esta red precisa de una corrección en ese aspecto.
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4.4.2.4. PROPUESTAS
Se plantean las siguientes alternativas para mejorar las pérdidas y el factor de
potencia.
• Balance de cargas e instalción de un banco de capacitores
• Mejoramiento del factor de potencia en los puntos de conexión común
del alimentador con los consumidores especiales.
• Redistribución de los transformadores de bajo voltaje.
1) INSTALACIÓN DE UN BANCO DE CAPACITORES EN C5P233 DE
450 kVAr CON EL SISTEMA BALANCEADO.
La simulación de la red eléctrica del circuito C5 (ANEXO K plano 10) instalando
un banco de capacitores de 450 kVAr (sistema balanceado) arroja los
siguientes resultados, (Tabla 4-35, Tabla 4-36):
Tabla 4-35: Información general por fase del alimentador
Carga potencia
activa (kW)
Carga potencia
reactiva (kVAr.)
Caída de voltaje
Máxima (%)
Regulación
Máxima (%)
Corriente en el
Alimentador (A)
1260,90 232,80 1,58 1,70 57,60
Fuente: Simulación realizada en el programa SPARD
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
Tabla 4-36: Pérdidas totales del alimentador
Energía
(kWh)
Potencia activa
(kW)
Potencia reactiva
(kVAr)
7860,10 14,09 10,06
Fuente: Simulación realizada en el programa SPARD
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
Comparando con los resultados del flujo original se tiene las siguientes
ventajas, (Tabla 4-37, Tabla 4-38):
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Tabla 4-37: Reducción de la caída de voltaje que se obtiene al instalar un banco de capacitores en C5P233 con el
sistema balanceado
Fase Caída de voltaje máxima original
Caída de voltaje máxima final
Reducción de la caída de voltaje
máxima
A 2,94 % 1,58 % 1,36 %
B 1,20 % 1,58 % -0,38 %
C 5,45 % 1,58 % 3,87 %
Fuente: Simulación realizada en el programa SPARD
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
Tabla 4-38: Reducción de las pérdidas iniciales al instalar un banco de capacitores en C5P233 con el sistema
balanceado
Energía (kWh)
Potencia activa (kW)
Potencia reactiva (kVAr)
Original 14913,3 26,72 23,70
Final 7860,1 14,09 10,06
Reducción 7053,2 12,63 13,64
Fuente: Simulación realizada en el programa SPARD
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
2) MEJORAMIENTO DEL FACTOR DE POTENCIA POR PARTE DE LOS
CONSUMIDORES ESPECIALES.
Obligar a los consumidores especiales a mejorar su bajo factor de potencia es
una sugerencia de gran ayuda para los alimentadores de la subestación
Cayambe y por ende para EMELNORTE S.A.
Al compensar en los puntos de conexión común (PCC) se realiza una
compensación individual que reduciría las pérdidas desde estos puntos hasta la
barra de la subestación.
3) REDISTRIBUCIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE BAJO
VOLTAJE.
El alimentador C5 tiene un factor de uso de 0,3%, es decir se encuentra
subcargado. Por tal motivo se propone realizar una redistribución de los
transformadores en bajo voltaje que se encuentren alimentando cargas my
bajas que no corresponden a su capacidad.
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4.4.2.5. RESULTADOS
Para un sistema balanceado instalado 450 kVAr se tiene una reducción en
pérdidas de 14913kWh a 7860kWh es decir del 47%.
Una buena opción es incrementar una política interna en la empresa para
obligar a los consumidores especiales a realizar la compensación reactiva; esta
compensación entraría en el tipo individual pero sin costo para la empresa
distribuidora.
Más información en ANEXO G (Tabla G-1).
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123
4.5. RESUMEN
Para realizar el análisis técnico de las redes eléctricas, se necesitó tener toda
una serie de información que va desde el diagrama unifilar, levantamiento de
carga, hasta los periodos de funcionamiento de los procesos.
Para la red alimentada desde el transformador C5T172 se procedió primero por
resolver el problema de nivel de voltaje que se tenía en los bornes de salida del
secundario de este.
Este es un problema típico en industrias. Al no existir planificación para
readecuar las redes eléctricas, internas los finales de los circuitos presentan
bajos voltajes que afectan el funcionamiento normal de los equipos que se
conectan en dichos puntos.
Si se trata de cumplir con lo especificado en 2.3.3, en lo que respecta a nivel de
voltaje, se afecta aún más al bajo voltaje que se presenta en los circuitos
finales.
De este modo la solución más viable es reubicar a dicho centro de
transformación lo más cerca posible del centro de carga, así se podrá tener un
buen nivel de voltaje en todo el circuito y se podrá bajar el tap para que el
voltaje en el secundario de este no sea tan alto y cumpla lo especificado en la
regulación mencionada anteriormente.
En lo que respecta a factor de potencia se plantea instalar un banco de
capacitores de 20 kVAr en P5.
Se plantea instalar un banco automático con una unidad fija de 10 kVAr y 10
kVAr automáticos en pasos de 5 kVAr.
Luego de realizar cualquier readecuación de red o aumento de potencia, es
necesario realizar una medición de por lo menos una semana para verificar el
buen funcionamiento de esta y realizar ajustes en caso de ser necesario.
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El hecho de tener una baja contaminación por armónicos no da un 100% de
seguridad de la red, así que este sería otro motivo para realizar esta medición
post modificación de la red.
A continuación se presenta los resultados que se obtuvieron de la simulación
realizada para este circuito (Tabla 4-39).
Tabla 4-39: Resumen de resultados para la solución propuesta
C5T172
Modificación Transformador y banco de
capacitores en P5
Pérdidas Iniciales (kWh) 1466
Pérdidas Finales (kWh) 168
Reducción de Pérdidas (kWh) 1298
Fuente: Simulación realizada en el programa SPARD
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
Para la red alimentada desde el transformador C5T173 se procedió primero por
resolver el problema de nivel de voltaje que se tenía en los bornes de salida del
secundario de este.
Si se trata de cumplir con lo especificado en 2.3.3, en lo que respecta a nivel de
voltaje, se afecta aún más al bajo voltaje que se presenta en las cargas
conectadas en los finales de los circuitos.
Debido a que el circuito es demasiado extenso, no se pudo reubicar el
transformador y debido a costos la instalación de un nuevo centro de
transformación no es favorable en estos momentos.
Por estos motivos se propone instalar un banco de capacitores de 15 kVAr en
C5P1621, que ayude a mejorar el factor de potencia y a elevar el voltaje en los
periodos de máxima y así mover el tap hacia la posición 4.
Se plantean una opción técnica que consiste en un banco semi-automático de
15 kVAr con una unidad fija de 5 kVAr y 10 kVAr variables controlados por un
timer para actuar en las horas de bombeo.
Igualmente se propone realizar una medición de por lo menos una semana
para verificar el buen funcionamiento de la red, realizar ajustes en caso de ser
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125
necesario y verificar que la contaminación por armónicos no se encuentre
incumpliendo los rangos establecidos en 2.3.3.
A continuación se presenta los resultados que se obtuvieron de las
simulaciones realizadas para este circuito, (Tabla 4-40).
Tabla 4-40: Resumen de resultados para la solución propuesta
C5T173
Modificación Banco de capacitores
Pérdidas Iniciales (kWh) 83
Pérdidas Finales (kWh) 73
Reducción de Pérdidas (kWh) 10
Fuente: Simulación realizada en el programa SPARD
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
Para la línea de MV del alimentador C5 de la subestación Cayambe, se
propone básicamente tres puntos:
• Balancear las cargas para reducir las pérdidas
• Implementar una política interna para obligar a los consumidores
especiales a instalar compensación de reactivos.
• Realizar la compensación de reactivos por parte de la empresa, luego de
realizar la compensación individual de cada consumidor, previo un
nuevo análisis.
• Redistribución de los transformadores de bajo voltaje.
Los resultados de las simulaciones del alimentador se presentan a
continuación, (Tabla 4-41):
Tabla 4-41: Resumen de resultados para cada solución propuesta
ALIMENTADOR C5
Modificación Balanceo y banco de capacitores en C5P233
Pérdidas Iniciales (kWh) 14913
Pérdidas Finales (kWh) 7860
Reducción de Pérdidas (kWh) 7053
Fuente: Simulación realizada en el programa SPARD
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
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127
5. EVALUACIÓN ECONÓMICA
5.1. INTRODUCCIÓN
La evaluación económica se interesa en determinar la conveniencia de realizar
o no el proyecto, identificando los costos y beneficios que representan un flujo
neto que mide el rendimiento del proyecto.
La tasa de descuento es la tasa que refleja la pérdida de valor que a través del
tiempo sufre la utilidad obtenida de una unidad de inversión adicional, se
tomará un valor de 12%.
Los costos de inversión se determinaron según el estudio técnico en el Capítulo
4, son inversiones para mejoramiento de las instalaciones ya existentes.
5.2. TRANSFORMADOR C5T172 – ROSADEX S.A.
Los cambios propuestos para el circuito alimentado por este transformador son
básicamente dos:
• Reubicar el transformador al poste P5, instalando en pórtico para reducir
las pérdidas y las caídas de voltaje.
• Instalación de un banco de capacitores en P5, para mejorar el factor de
potencia en el transformador, reducir pérdidas y mejorar el voltaje; para
este caso se tiene tres presupuestos.
El análisis económico se va a realizar considerando los dos cambios en la red
planteados como un solo trabajo; llegando a tener beneficios económicos por
reducción de pérdidas y la anulación de la multa por bajo factor de potencia.
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A continuación se presenta los costos de inversión, (Tabla 5-1, Tabla 5-2):
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142
cual será introducido en la parte superior del equipo justo en el conector de
entrada de alimentación (Figura A-4).
Posee 8 canales en las partes laterales a los cuales irán conectados los
sensores de voltaje y los transformadores de corriente, en el lado izquierdo
(ch1…ch3) los sensores de voltaje y en lado derecho (ch5…ch7) los de
corriente, el canal 4 se recomienda usar como canal de control para
disparadores (trigger) externos. En la parte superior del equipo también se
encuentran tanto el puerto serial RS232 como el puerto de Ethernet que se
pueden habilitar para comunicarse con una computadora personal, y las
entradas y salidas digitales.
Figura A-4: Partes del equipo TOPAS 1000
1 Conexión de alimentación 2 Conmutador ON/OFF 3 LED de Poder 4 CH1 al CH 8 5 LED de Canal 6 Conector de Ethernet 7 COM 1 - puerto serial (RS232) 8 Entradas y salidas digitales
Fuente: SCHNEIDER ELECTRIC, “Manual y catálogo del electricista”, Capítulo 2, página 9.
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
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150
E. Anexo: tablas para el análisis técnico –
C5T172
E.1. Proceso para reubicación de C5T172
Tabla E-1: Proceso para reubicación del transformador trifásico C5T172
ACCIÓN OBSERVACIONES
Apertura seccionadores En el poste CP51616
Destendido 90 metros de conductor 2 ACSR Línea de alto voltaje
Destendido 80 metros de conductor 2/0 ACS Red de bajo voltaje
Desarmada de estructuras P, DR4 Del poste C5P1618
Desarmada tensor farol y acometida Del poste C5P1618
Desmontaje de 3 seccionadores Del poste C5P1617
Desmontaje de 3 pararrayos Del poste C5P1617
Desmontaje transformador 3f C5T172 Instalado en pórtico entre los postes C5P1617 y C5P1619
Extracción poste de 11 metros C5P1618 Para reubicación
Desarmada de estructura DR1 Del poste C5P1617
Desarmada estructura DR2 Del poste C5P1617
Desarmada de 4 estructuras DRR1 Del poste P5
Armada tensor farol para alta En el poste C5P1617
Armada de estructura RC En el poste C5P1619
Armada tensor a tierra AT En el poste C5P1619
Desarmada luminaria Del poste P5
Extracción de poste P5 Poste de 9 metros
Armada de 4 estructuras DRR1 En el poste C5P1617
Excavación de huecos – terreno normal Para la erección de los postes de 11m.
Erección de 2 postes de 11 metros (denominados P5 y C5P1618) Ubicación anterior del poste P5 de 9 metros
Montaje de luminaria En el poste P5 (11m)
Armada estructura P En el poste P5 (11m)
Armada estructura DR4 En el poste P5 (11m)
Armada tensor farol para alta En el poste P5 (11m)
Montaje de transformador trifásico C5T172 Instalación en pórtico en los postes P5 y C5P1618 (11m)
Montaje de 3 pararrayos En el poste P5
Montaje de 3 seccionadores En el poste P5
Puesta a tierra En el poste P5
Armada estructura DR4 En el poste C5P1618 reubicado
Anclaje en terreno normal Para cada tensor
Tendido 180 metros de conductor 2 ACSR Línea de alto voltaje
Tendido 80 metros de conductor 2/0 ACS Red de bajo voltaje
Cierre de seccionadores En el poste C5P1616
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
ESTUDIO DEL NIVEL DE VOLTAJE, PERTURBACIONES Y FACTOR DE POTENCIA EN INDUSTRIAS FLORÍCOLAS DEL CANTÓN CAYAMBE – EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL NORTE S.A.
ESCUELA POLITÈCNICA NACIONAL CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
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E.2. Materiales y presupuestos para reubicación de C5T172
Tabla E-2: Materiales postes
ITEM CANTIDAD V UNITARIO TOTAL Abrazadera doble para pie amigo de 3/16 X 1 1/2" co n perno 1,00 3,32 3,32
Aislador de retención Ansi 54-2 2,00 2,32 4,64 Anclaje de hormigón 3,00 2,98 8,94
Arandela cuadrada De 2 X 2 16,00 0,37 5,92 Grapa mordaza 3 pernos para cable tensor de 3/8" 2,00 2,47 4,94
Guardacabo de 1/2" 2,00 0,66 1,32 Hierro ángulo L de 1/4"X3"X3"X2m 2,00 26,00 52,00
Metros cable de acero para tensor de 3/8 30,00 0,65 19,50 Perno de ojo de 5/8" X 12" con tuercas y arandelas 3,00 3,53 10,59
Perno galvanizado de 1/2" X 2" con tuerca y arandel a 4,00 0,44 1,76 Perno rosca corrida de 5/8" X 16" con tuercas y ara ndela 1,00 3,34 3,34
Pletina para pie amigo de 3/16" X 1 1/2" X 28" 4,00 2,03 8,12 Poste de hormigón de 11 m X 500 Kg. 1,00 128,60 128,60
Tensor farol de 2 X 15m plancha tol de 1/8 X 12 X 2 6 1,00 13,78 13,78 Varilla de anclaje de 5/8" X 1,5m con tuerca y aran dela 2,00 6,69 13,38
Subtotal: 280,15
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
Tabla E-3: Mano de Obra Postes
ITEM CANTIDAD V UNITARIO TOTAL Anclaje de terreno normal 3,00 19,46 58,38 Armada de estructura DR4 2,00 4,28 8,56
Armada de estructura DRR1 4,00 3,53 14,12 Armada de estructura trif. P 1,00 10,44 10,44
Armada de estructura trif. RC 1,00 17,41 17,41 Armada de tensor a tierra AT 1,00 7,25 7,25
Armada de tensor farol At 2,00 7,91 15,82 Desarmada de acometida 1,00 2,17 2,17
Desarmada de estructura DR1 1,00 3,22 3,22 Desarmada de estructura DR2 1,00 3,39 3,39 Desarmada de estructura DR4 1,00 4,28 4,28
Desarmada de estructura DRR1 4,00 3,53 14,12 Desarmada de estructura P 1,00 10,44 10,44
Erección de poste de hormigón fácil acceso 2,00 24,51 49,02 Excavación de huecos - terreno normal 2,00 16,26 32,52 Extracción de poste de hormigón c/g 2,00 22,50 45,00 Transporte poste de hormigón (1-10) 1,00 49,61 49,61
Transporte 2,80 4,20
Subtotal: 349,95
Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca
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