proyecto - mejora en sistema electrico uni

PREPARACION PARA EL PROYECTO:

1. Experiencia

Como experiencia previa realizada en la Facultad, tenemos un estudio que se realizó el año 2012 – “Informe de auditoría de calidad y Ahorro de Energía”. Este estudio se realizó a toda la universidad, realizándose diferentes pruebas con un software propio de la empresa contratada.

2. Preparación del proyecto

Hemos definido un cronograma de actividades y un presupuesto para poder llevar a cabo la “Elaboración de Plan energético en la Facultad de Ingeniería Mecánica.

PRESUPUESTO DE

ELABORACIÓN DE PLAN DE

GESTIÓN ENERGÉTICA EN

LA FIM

MANO DE OBRA

Nombre Trabajo Costo HoraCosto Hora

ExtrasHoras Extras

Costo Presupuestado

Gerardo Moscoso 72 horass/. 70.00 /

horas/. 80.00 /

hora- s/. 5040.00

Joseph Malca 72 horass/. 70.00 /

horas/. 80.00 /

hora- s/. 5040.00

Milagros Laynes 72 horass/. 70.00 /

horas/. 80.00 /

hora- s/. 5040.00

Paolo Hurtado 72 horass/. 70.00 /

horas/. 80.00 /

hora- s/. 5040.00

Dibujante en CAD 15 horas s/. 50.00 - - s/. 750.00

Técnico 20 horas s/. 45.00 - - s/. 900.00

TOTAL 323 horas s/. 21810.00

LOGÍSTICA

Implemento CantidadCosto

UnitarioTiempo de

usoCosto

Presupuestado

Oficina 1s/. 500.00 /

mes3 meses s/. 1500.00

Computadoras 2 s/. 3000.00 s/. 6000.00

Internets/. 150. 00 /

mes3 meses s/. 450.00

Servicio Telefonico

s/. 80.00 /mes

3 meses s/. 240.00

Detalle de Recursos Necesarios

TOTAL s/. 8190.00

EQUIPO ESPECIALIZADO

1. Mano de ObraImplemento Cantidad

Costo Unitario

Tiempo de uso

Costo Presupuestado

Analizador de Redes 1 -

2. Logística

Luminarias LED de prueba para prototipos

8 s/. 155.00 s/. 1240.00

Documentación Especializada

(papers)5 s/. 40.00 s/. 200.00

3. Equipo y material Especializado TOTAL

s/. 1440.00

DIAGRAMA DE GANT DE LA ELABORACIÓN DEL PLAN ENERGÉTICO EN LA FIM

DESCRIPCION DE SUBSISTEMAS:

Mediante este proceso se persiguen los siguientes objetivos:

Analizar el problema y definir las soluciones más adecuadas, en esta fase, esas soluciones deben concretarse en respuestas únicas que han de describirse en su totalidad y con el detalle necesario para su posterior transformación en una realidad.

Requerimiento de alta precisión, aunque en ocasiones no es posible disponer de toda la información que garantice una elevada fiabilidad en los resultados del proyecto.

Suministrar los datos técnicos, detalles constructivos y condiciones en que debe fabricarse (o construirse) el objeto del proyecto.

El proyecto de Plan de Ahorro Energético en la Facultad de Mecánica que se llevara a cabo estará dividido en 4 componentes o subsistemas para realizar una mejor implementación y descripción de las partes de las cuales forman partes.

El proyecto estará dividido en los siguientes subsistemas:

Implementación de un Plan de Mantenimiento en los Sistemas Eléctricos en la Facultad de Ingeniería Mecánica.Mediante este subsistema se implementaran planes de mantenimiento continuo necesarios para conservar la operatividad del sistema eléctrico en la facultad, permitiendo un mantenimiento en la eficiencia del mismo.

Instalación de un Banco de Compensación Reactiva, Este subsistema permitirá corregir el factor de potencia actual de la facultad de Mecánica y por ende disminuir la facturación por energía reactiva que actualmente se está pagando.

Cambio de las luminarias actuales por un sistema más eficiente, utilizando luminarias LED.A través de este proceso se buscará reemplazar todas las luminarias que se usan en la facultad por luminarias más eficientes como las LED que disminuirán en forma considerable el consumo eléctrico por iluminación y que además tienen un tiempo mayor de vida útil que las actuales.

Monitoreo de la demanda y evaluaciones periódicas de la factura eléctrica. A través de este proceso se mantiene un monitoreo del consumo actual de energía eléctrica y se plantean soluciones para su reducción, lo que reduce por ende el pago realizado por el suministro en la Facultad de Ingeniería Mecánica.

DESCRIPCION DE COMPONENTES Y ANALISIS DE LAS PARTES:

1. Implementación de un Plan de Mantenimiento en los Sistemas Eléctricos en la Facultad de Ingeniería Mecánica.

1.1. Mantenimiento a la Subestación UNI -FIM

Objetivos

Conocer el funcionamiento integral y evaluar la condición operacional de los equipos que componen una subestación eléctrica, para tomar decisiones acertadas sobre la oportuna intervención de los mismos y determinar su nivel de acción.

Tomar decisiones sobre el nivel de mantenimiento a ejecutar, en las mejores prácticas recomendadas por agrupaciones internacionales, disminuyendo de esta forma la indisponibilidad de equipos principales así como evitar daños de alto impacto.

Efectuar operaciones y mantenimiento de equipos de forma segura y eficiente. Hacer diagnósticos de fallas y aplicar correctivos en la operación y

mantenimiento de equipos de la subestación a través del análisis del aceite aislante y de los gases contenidos, pruebas de aislamiento y rigidez dieléctrica, tiempos de operación y resistencia de contacto.

Las pruebas y acciones de mantenimiento preventivo y correctivo programadas a los equipos de las subestaciones eléctricas, tienen como finalidad garantizar la operación continua, segura y compatible con el medio ambiente de los mismos y brindar disponibilidad, optima condición de funcionamiento y una vida útil prolongada.

El mantenimiento actual está caracterizado por la búsqueda de tareas que permitan eliminar o minimizar la ocurrencia de fallas y/o disminuir las consecuencias de las mismas.

I. Mantenimiento Preventivo

El mantenimiento preventivo a subestaciones se divide en dos componentes:

I.1. Inspección visual. Este tipo de mantenimiento se efectúa en forma mensual, sin desenergizar la línea, no utiliza herramientas ni instrumentos en la mayor parte de los casos, y como su nombre lo indica consiste sólo en inspecciones visuales. Tiene la finalidad de revisar visualmente el estado exterior de los equipos.

I.2. Mantenimiento preventivo programado o sistemático. Consiste en una serie de pruebas a realizar en los equipos para verificar su estado. El trabajo tiene carácter preventivo, pero también engloba al mantenimiento predictivo, y en algunos casos al correctivo.

El mantenimiento predictivo interviene cuando al efectuar las pruebas al equipo, se llega a conocer su estado actual y es posible entonces, conocer el estado futuro o anticiparse a las posibles fallas. El mantenimiento preventivo sistemático se realiza generalmente con línea desenergizada, pero existen algunas técnicas que se pueden aplicar sin necesidad de desenergizar la línea.

En la mayoría de las industrias el mantenimiento programado se efectúa en días en los que la producción puede ser interrumpida, pero en el caso del servicio eléctrico, ya que su continuidad no puede ser interrumpida, estos trabajos se programan en días en los que el consumo de energía eléctrica es menor que los demás, lo que ocurre generalmente los fines de semana. También existen disposiciones de subestaciones que permiten que algunos equipos puedan ser desenergizados para trabajos de mantenimiento, sin que esto implique la interrupción del servicio eléctrico, pero de todos modos requerirá de una coordinación con los responsables de operación.

Las técnicas de Mantenimiento Predictivo que se aplican en subestaciones, en base a recomendaciones de normas internacionales (IEC-76, IEC-72), entre ellas la inspección termográfica.

I.3. Inspección termográfica infrarroja. Con el fin de detectar anomalías que muy a menudo no se pueden percibir a simple vista, se realiza una inspección a las instalaciones eléctricas, en la cual se capturan imágenes digitales y térmicas, detectando sobrecalentamiento por tortillería floja, superficies de contacto sucias o no uniformes, soldaduras agrietadas y desbalanceo generalmente, determinando la severidad del problema.

La inspección termográfica se realiza con equipo energizado, y es una actividad que abarca a toda la subestación, y un elemento necesario del mantenimiento preventivo-predictivo.

Para la termografía es necesario considerar los siguientes aspectos:

Temperatura ambiente. La fase que se toma como fase de referencia. Si el equipo presenta anomalías cuando se efectúa la inspección

termográfica estas imágenes podrán ser analizadas luego en una PC. Tiempo correspondiente a la realización de la medición termográfica.

II. Mantenimiento Correctivo

El mantenimiento correctivo puede considerarse dividido en dos partes:

II.1. Mantenimiento correctivo programado. Es una actividad correctiva que implica reparación y reemplazo de piezas que tiene carácter preventivo, ya que en función de las condiciones del equipo o de ciertos

parámetros se efectúan las reparaciones con la intención de anticiparse y prevenir daños mayores que afecten a la disponibilidad del equipo.

II.2. Mantenimiento correctivo por avería. Se presenta cuando existe una falla o avería grave de algún o algunos equipos de la subestación, estas averías se presentan por causas ajenas a la voluntad de los responsables de la subestación, y se deben a factores externos: condiciones climáticas, daños de terceros, problemas en la línea de transmisión o distribución.

III. Mantenimiento Proactivo

El mantenimiento proactivo consiste en el estudio de fallas y análisis de la actividad de mantenimiento, para poder obtener conclusiones y dar sugerencias para mejorar la función de mantenimiento.

El estudio de incidencias y análisis de fallas es una actividad relacionada con la subestación en general. La programación de esta actividad y su realización dependerá del criterio de la empresa, en función de los problemas que se deseen analizar.

El mantenimiento a subestaciones se convierte en una función importante dentro de las empresas del sector eléctrico, debido a que de un correcto mantenimiento, y de la reducción de fallas mediante la prevención, dependerá la continuidad del servicio eléctrico.

Es sabido que no se podrán reducir a cero las fallas de un sistema eléctrico, pero lo importante será evitar la ocurrencia de aquellas fallas que pudieron haberse prevenido, en especial las que pudieron causar serias averías o la destrucción de los equipos de la subestación, por ser estos de elevado costo y además de que su reemplazo o reparación implica la movilización de recursos humanos y materiales, con su consecuente costo económico, sin mencionar el tiempo de parada del servicio y las multas que esto podría implicar. El mantenimiento preventivo, adecuadamente orientado, se encargaría de prevenir estas consecuencias.

Aun así, en caso de presentarse un incidente que requiera la intervención del mantenimiento correctivo, éste deberá efectuarse de manera ordenada y eficiente, para evitar retrasos por imprevistos y lograr reestablecer el servicio lo antes posible, es por eso necesario planificar el mantenimiento correctivo, aunque no se puede planificar cuándo y dónde podría presentarse una falla o una avería, si se puede planificar cómo estar preparados para tal eventualidad, en cuanto a recursos y procedimientos, incluso podría tenerse un software para tal finalidad.

El Mantenimiento no es estático, como cualquier ingeniería debe estar en constante evolución, por lo cual, una gestión de mantenimiento, aplicada a cualquier sistema, deberá estar siempre bajo análisis y revisión de

procedimientos, que es donde entra el mantenimiento proactivo, el cual, mediante herramientas de toma de decisiones, procedimientos para análisis de problemas y proposición de soluciones, en la formación de grupos de trabajo, denominados Círculos de Mantenimiento (adaptación de los Círculos de Calidad, usados en TQC), o mediante la función de Planificación y Desarrollo de Mantenimiento, sirven para este fin, la evolución del mantenimiento.

Todos los mantenimientos deben estar interrelacionados entre sí, formando así al Mantenimiento Integrado, que es el que se aplica a subestaciones, en este caso. Ninguno de los mantenimientos puede estar separado de los demás, cada uno depende de los otros, así como los otros dependen del mismo; por ejemplo, un mantenimiento correctivo aplicado para reparaciones menores, determinadas en función a los resultados del mantenimiento predictivo (mantenimiento preventivo programado), se convierte en un mantenimiento preventivo para evitar averías mayores, y si el proceso es luego analizado en ‘escritorio’ por un grupo de trabajo, para su mejora continua, se muestra que existe interrelación entre los mantenimientos aplicados a un sistema, en este caso, el mantenimiento integrado aplicado a subestaciones.

1.1.1. Componentes del Mantenimiento Preventivo

a) Mantenimiento al mantenimiento del gabinete

o DESCRIPCION DE ACTIVIDADES

• Maniobras de des-energización y puesta a tierra.• Revisión y limpieza del local, así como del equipo de seguridad.• Revisión general y limpieza de todos los componentes de la subestación eléctrica.• Revisión, limpieza, lubricación y ajuste de mecanismos de apertura, cierre y disparo.• Revisión y apriete de conexiones en general.• Pruebas de operación mecánica de cuchillas de paso, seccionador(es) e interruptor(es).• Medición de resistencia de aislamiento (megohmetro) a cables de la acometida, apartarrayos, bus, cuchillas, seccionador(es) e interruptor(es).• Medición de resistencia de contactos (micro-óhmetro) a cuchillas, seccionador(es) e interruptor(es).• Medición de resistencia óhmica de fusibles limitadores.• Revisión final, retiro de puesta a tierra y energización.

o PROPIEDADES Y/O VENTAJAS

• Personal técnico calificado y uniformado.

• Equipos de medición y prueba calibrados.• Apriete de conexiones con torquímetro.• Uso de equipo de protección personal y traje Arc-Flash.• Informe de Servicio Digital (PDF).

b) Pruebas Básicas a Transformadores

Con el fin de verificar la condición general del transformador y programar las medidas preventivas o correctivas, se realizan pruebas eléctricas y dieléctricas.

El servicio consiste en la limpieza, inspección física del transformador, así como pruebas de resistencia de aislamiento, relación de transformación, resistencia óhmica y medición de inductancia.

Lo anterior se realiza con equipos de medición y prueba diseñados para tal fin, siguiendo los lineamientos que establece la norma NXM-J-169 inherente a métodos de prueba para transformadores de distribución y potencia.


• Registro de datos del transformador.• Maniobras de des-energización y puesta a tierra.• Revisión del indicador de nivel de aceite, temperatura, temperatura máxima y manovacuómetro.• Revisión y limpieza externa del tanque, gargantas, radiadores boquillas y válvulas (en su caso).• Preparación del transformador (identificación y desconexión del lado primario y secundario).• Medición de resistencia de aislamiento (megohmetro), así como determinación de índice de polarización.• Medición de relación de transformación (DTR).• Medición de resistencia óhmica (mili-óhmetro).• Medición de la inductancia de los devanados.• Conexión y apriete de conexiones externas en el lado de primario y secundario del transformador.• Retiro de puesta a tierra y energización del transformador.


• Personal técnico calificado y uniformado.• Equipos de medición y prueba calibrados.• Apriete de conexiones con torquímetro.• Uso de equipo de protección personal y traje Arc-Flash.

.c) Factor de disipación a transformadores de Distribución

o GENERALIDADES

Con el fin de detectar humedad, suciedad y deterioro del aislamiento del transformador se realizan pruebas de factor de disipación (tan-delta).

Las pruebas de factor de disipación (tan-delta), se realiza utilizando un Medidor Automático diseñado para tal fin, siguiendo los lineamientos que establece la norma NXM-J-169 inherente a métodos de prueba para transformadores de distribución y potencia.


Registro de datos del transformador. Revisión de maniobras de des-energización. Verificación de ausencia de tensión y puesta a tierra. Preparación del transformador (identificación y desconexión del lado

primario y secundario) en su caso. Preparación del equipo de prueba y realización de conexiones de

prueba. Aplicación de la tensión de prueba, medición de corriente, capacitancia,

potencia y factor de disipación. Registro de resultados de prueba y verificación de resultados.

a) Lado primario: C HG+C HL, C HG, y C HL.

b) Lado secundario: C LG+C HL, C LG, y C HL.

Cambio de conexiones de prueba y medición de corriente de excitación (en su caso), en la posición de operación del cambiador de derivaciones.

Registro de resultados (corriente y potencia). Conexión y apriete de conexiones externas en el lado de primario y

secundario del transformador. Retiro de puesta a tierra y energización del transformador (en su caso). Entrega de constancia de servicio realizado.


Personal técnico calificado y uniformado. Equipo de medición automático calibrado.

Uso de equipo de protección personal.

d) Pruebas al aceite Aislante

o GENERALIDADES

Considerando la continuidad de servicio, es conveniente monitorear la condición del aceite mediante la realización de pruebas en laboratorio, con el fin de realizar oportunamente el reacondicionamiento y/o cambio del mismo, antes de que dicho aceite se deteriore al punto que se pueda esperar una falla.

Las características físico-electro-químicas del aceite, el voltaje, la potencia, construcción y condiciones de servicio del transformador determinarán sí se debe seguir un programa anual de pruebas o uno más frecuente.

o PRUEBAS FÍSICAS

Apariencia Visual. Se verifica que el aceite sea brillante y transparente, sin sedimentos, ni sólidos en suspensión.

Color. Es un número que indica el grado de refinación de un aceite nuevo, y en un aceite en servicio indica el grado de envejecimiento y/o contaminación.

Tensión Interfacial. Se mide la concentración de moléculas polares en suspensión y en solución con el aceite; por lo tanto proporciona una medición muy precisa de los precursores de sedimento disuelto en el aceite mucho antes de que algún sedimento se precipite.

o PRUEBAS ELÉCTRICAS

Factor de Potencia. Es una de las pruebas más significativas para evaluar un aceite aislante. Un bajo factor de potencia indica bajas perdidas dieléctricas y un bajo nivel de contaminantes o bajo deterioro del aceite.

Rigidez Dieléctrica. Se mide el voltaje en el cual el aceite tiene una ruptura. Dicha prueba es muy útil en campo, ya que indica la presencia de agentes

contaminantes como agua; aunque un buen valor de rigidez dieléctrica no garantiza la ausencia de ácidos y sedimentos.

o PRUEBAS QUÍMICAS

Contenido de Humedad. Un bajo contenido de agua, refleja en el aceite una alta rigidez dieléctrica, minimiza la oxidación del aceite y la corrosión de los metales del transformador.

Numero de Neutralización. Es un número usado como medida de los constituyentes ácidos presentes en un aceite. Un valor bajo, indica una baja conducción eléctrica y baja corrosión.

e) Muestreo y análisis de gases Disueltos en el aceite

o GENERALIDADES

Con el fin de detectar fallas incipientes en los transformadores antes de que desarrollen y desencadenen en una falla mayor provocando pérdidas de producción, se realiza el muestreo de aceite y se envía al laboratorio para identificar y medir la concentración de gases disueltos en el líquido.

El análisis de gases disueltos en el aceite, se realiza utilizando un Cromatógrafo de Gases y tomando en consideración el método de prueba ASTM D-3612; en cuanto a la evaluación de resultados se realizan conforme a la norma NMX-J-308 (Gráfica Doernenburg, Método Rogers, Triangulo Duval y/o CSUS).


Registro de datos del transformador. Muestreo del aceite aislante mineral.

Entrega de constancia de servicio realizado.

Análisis de la muestra en el Laboratorio, obteniéndose la concentración en ppm de los siguientes gases:

Hidrógeno (H2) Metano (CH4) Etano (C2H6) Etileno (C2H4) Acetileno (C2H2) Monóxido de Carbono (CO) Dióxido de Carbono (CO2) Nitrógeno (N2) Oxigeno (O2)


Personal técnico calificado y uniformado. No interrupción del suministro de energía eléctrica. Análisis en Laboratorio acreditado ante E.M.A. Equipos de medición y prueba calibrados.

f) Medición de la resistencia a Tierra

o GENERALIDADES

Con el fin de dar cumplimiento al artículo 921-25 b) de la norma NOM-001-SEDE-2012 en donde indica que “Deben efectuarse pruebas periódicamente para comprobar que los valores del sistema de tierra se ajustan a los valores de diseño; asimismo, para comprobar que se conservan las condiciones originales, a través del tiempo y de preferencia en época de estiaje”.

La medición de la resistencia a tierra de las subestaciones eléctricas se realiza generalmente durante las actividades de mantenimiento, ya que en ese momento los componentes que integran la subestación se encuentran des-energizados.

Dicha medición se realiza utilizando un telurómetro, aplicando el método de medición del 62%.


Identificación de los elementos de la subestación puestos a tierra. Revisión de las condiciones físicas de electrodos, registros y

conexiones.

Medición de resistencia (telurómetro) de la conexión a tierra del componente de la subestación.

Registro de valor de resistencia a tierra en formato correspondiente.


Personal técnico calificado y uniformado. Equipos de medición y prueba calibrados. Apriete de conexiones con torquímetro.

1.1.2. Mantenimiento Predictivo

a) Monitoreo y Análisis de parámetros Eléctricos

o GENERALIDADES

Con el fin de conocer el estado y la operación de las instalaciones eléctricas, se realiza el monitoreo de parámetros eléctricos en circuitos alimentadores y derivados, utilizando un Analizador de Redes Eléctricas, capaz de medir corriente hasta de 3,000 amperes en circuitos monofásicos, bifásicos y trifásicos en media y baja tensión.

El análisis de datos se realiza tomando en consideración la NOM-001-SEDE inherente a las instalaciones eléctricas, así como la norma IEEE-519 para límites de distorsión armónica.


Registro de datos del circuito a monitorear. Programación e instalación del Analizador de Redes. Medición y registro de los parámetros siguientes:

Frecuencia (Hz). Tensión por fase y entre fases (V). Corriente por fase (A). Desbalanceo en tensión y en corriente (%) Potencia activa por fase y trifásica (kW). Potencia inductiva por fase y trifásica (kvar). Potencia capacitiva por fase y trifásica (kvar). Factor de potencia por fase. Energía activa (kWh), reactiva inductiva (kvarLh) y reactiva

capacitiva (kvarCh). Distorsión armónica en tensión (Vthd). Distorsión armónica en corriente (Ithd).

Perfil armónico en tensión (%). Perfil armónico en corriente (%). Desinstalación del analizador y descarga de datos en PC.


Personal técnico capacitado y uniformado. No interrupción del suministro de energía eléctrica. Uso de equipo de protección personal y traje Arc-Flash. Equipos de medición y prueba (calibrados). Sensores de corriente flexibles de 3000 amperes.

1.1.3. Componentes Mantenimiento Correctivo

a) Cambio de Aceite Aislante

o GENERALIDADES

Con el fin de revitalizar el transformador cuando las características físico-electro-químicas del fluido se encuentran degradadas, se realiza el cambio de aceite aislante, mejorando notablemente los valores de resistencia de aislamiento (megohms).Lo anterior se realiza considerando los lineamientos de la norma NMX-J-308 y NMX-J-410.


• Suministro de Aceite Aislante Mineral (en su caso). • Registro de datos del transformador. • Prueba colorimétrica para detección de BPC´s.• Des-energización y maniobras de seguridad (descarga y puesta a tierra del transformador). • Revisión y limpieza exterior del tanque, gargantas, radiadores, boquillas, indicador de nivel de aceite, temperatura, etc. • Pruebas preliminares de humedad, resistencia de aislamiento, relación de transformación y resistencia óhmica. • Extracción de aceite aislante mineral del transformador, colocándolo en contenedores de 208 lts. • Inspección interna (núcleo, bobinas y cambiador de derivaciones) y apriete de tornillería en general. • Lavado de núcleo-bobinas del transformador con aceite nuevo. • Inyección de aceite nuevo al transformador por medio de equipo portátil SPRAAM. • Revisión del correcto nivel de aceite, apriete de conectores y zapatas de boquillas de alta y baja tensión.

• Pruebas finales de humedad, resistencia de aislamiento, relación de transformación y resistencia óhmica.


• Personal técnico especializado. • Prolongación de la vida útil del transformador. • Medición del contenido de humedad en mg/Kg (ppm). • Autonomía: Incluye moto-generador para alimentar equipos y herramientas.

b) Cambio de empaques a Transformador

o GENERALIDADES

Cuando un transformador tiene fugas de aceite, generalmente tiene otros problemas que a simple vista no se consideran, tales como humedad en el aceite y en la parte activa. Por lo anterior, antes de proceder a la reparación de fugas es importante realizar un análisis físico-electro-químico al aceite para conocer el grado de humedad y determinar cuál de las siguientes medidas deberá ser implementada:

• Cambio de empaques y reacondicionamiento del aceite.• Cambio de empaques, secado de la parte activa y reacondicionado del aceite.• Cambio de empaques, secado de la parte activa y cambio el aceite.


• Registro de datos del transformador. • Prueba colorimétrica para detección de BPC´s.• Des-energización y maniobras de seguridad (descarga y puesta a tierra del transformador). • Revisión y limpieza exterior del tanque, gargantas, radiadores, boquillas y accesorios.• Pruebas preliminares (AC-ESP-04)• Extracción de aceite aislante mineral del transformador.• Inspección interna (núcleo, bobinas y cambiador de derivaciones) y apriete de tornillería en general. • Cambio de empaques en boquillas en el lado primario y/o secundario del transformador, tapas de registros, etc. • Inyección y reacondicionamiento de aceite por medio de equipo portátil SPRAAM. • Pruebas finales (AC-ESP-04)

• Revisión del correcto nivel de aceite, apriete de conectores y zapatas de boquillas de alta y baja tensión. • Retiro de puesta a tierra y energización del transformador.


• Personal técnico especializado. • Prolongación de la vida útil del transformador. • Autonomía: Incluye moto-generador para alimentar equipos y herramientas.

1.2. Mantenimiento Tableros

I. Mantenimiento Preventivo

Con el fin de conocer el estado y la operación de las instalaciones eléctricas, se realiza el monitoreo de parámetros eléctricos en circuitos alimentadores y derivados, utilizando un Analizador de Redes Eléctricas, capaz de medir corriente hasta de 3,000 amperes en circuitos monofásicos, bifásicos y trifásicos en media y baja tensión.

El análisis de datos se realiza tomando en consideración la NOM-001-SEDE inherente a las instalaciones eléctricas, así como la norma IEEE-519 para límites de distorsión armónica.


Registro de datos del circuito a monitorear. Programación e instalación del Analizador de Redes. Medición y registro de los parámetros siguientes: Frecuencia (Hz). Tensión por fase y entre fases (V). Corriente por fase (A). Desbalanceo en tensión y en corriente (%) Potencia activa por fase y trifásica (kW). Potencia inductiva por fase y trifásica (kvar). Potencia capacitiva por fase y trifásica (kvar). Factor de potencia por fase. Energía activa (kWh), reactiva inductiva (kvarLh) y reactiva capacitiva

(kvarCh). Distorsión armónica en tensión (Vthd). Distorsión armónica en corriente (Ithd). Perfil armónico en tensión (%). Perfil armónico en corriente (%). Desinstalación del analizador y descarga de datos en PC.


Personal técnico capacitado y uniformado. No interrupción del suministro de energía eléctrica. Uso de equipo de protección personal y traje Arc-Flash. Equipos de medición y prueba (calibrados). Sensores de corriente flexibles de 3000 amperes.

II. Mantenimiento predictivo

a) Termografía Infrarroja

o GENERALIDADES

Con el fin de detectar anomalías que muy a menudo no se pueden percibir a simple vista , se realiza una inspección a las instalaciones eléctricas, en la cual se capturan imágenes digitales y térmicas, detectando sobrecalentamiento por tortillería floja, superficies de contacto sucias o no uniformes, soldaduras agrietadas y desbalanceo generalmente, determinando la severidad del problema.

La inspección térmica se realiza con una cámara infrarroja portátil marca Flir Systems o Fluke.


Registro de datos del cliente. Revisión documental del recorrido. Captura de imagen digital. Captura de imagen térmica. Registro de lecturas de corriente, temp. ambiente, etc. Registro de datos del equipo inspeccionado.


Personal técnico especializado. No interrupción del suministro de energía eléctrica. Uso de equipo de protección personal y traje Arc-Flash. Inspección eléctrica sin contacto. Predicción de problemas eléctricos. Disminución de riesgo de paro de planta.

2. Instalación de un Banco de Compensación Reactiva,

INSTALACION DE BANCO DE

COMPENSACION REATIVA

BANCO DE CONDENSADORES

CONDENSADORES

PROTECCION DE BANCO DE

CONDENSADORES

CONTACTORES

CARACTERISTICAS DEL GABINETE

REGULADORES

AISLADORES REACTOR LIMITADOR

BARRAS , TERMINALES Y CONECTORES

2.1. Banco de Condensadores

El Banco de Condensadores será del tipo doble estrella con neutros entre sí, pero aislados de tierra, conformando una etapa. Podrá tener una o varias etapas de potencia reactiva conectadas. Además en este anexo se encuentran los esquemas unilineales de los cuales se indican los equipos principales con los cuales deben contar los bancos.

Cada etapa del banco de condensadores deberá ser maniobrado por un interruptor de potencia, un seccionador bajo carga u otro tipo de equipo de interrupción.

El suministro del Banco de Condensadores deberá ser completo y deberá considerar todos los elementos de maniobra, dispositivos de protección, barras, estructuras, gabinetes y accesorios requeridos para el correcto montaje, puesta en marcha, mantenimiento y operación delos equipos.

2.2. Protecciones del Banco de Condensadores.

Deberá proporcionarse con reactores limitadores. En los Bancos de Condensadores instalados en gabinetes, se deberá instalar

protecciones mediantes fusibles internos en cada condensador. Deberá ser incluido un sistema de detección de desequilibrio entre fases, que

de alarma y protección de sobrecorriente y desbalance al Banco de Condensadores. Este sistema incluirá transformadores de corriente, transductores, relés de protección, un amperímetro activado por botón, ubicado entre las dos estrellas, para indicar el nivel de desequilibrio, etc. Este sistema estará adecuadamente protegido contra actuaciones erróneas por circulación de corrientes armónicas.

2.3. Características del Gabinete

El Banco de Condensadores se suministrara dentro de un gabinete tipo interior, metálico, autosoportante, construido de acero galvanizado o aluminio, con acceso frontal, puerta abisagrada, con llave y cerradura convenientemente reforzada. Además el gabinete deberá incluir ganchos para el izaje.

El gabinete deberá incluir seccionadores de puesta a tierra.

El equipo para el control de operación de las etapas del banco de condensadores deberá formar parte del suministro, el cual permite la conexión y desconexión automática de las etapas del banco.

Se deberá disponer de sistema de control y bloqueo de puerta que impida abrir el gabinete mientras el seccionador no está efectivamente puesto a tierra.

Los gabinetes contaran con aliviadores de presión que permitan evacuar el calor y los gases que se originen por descarga de arcos.

2.4. Condensador

Los condensadores deben pueden ser estáticos, monofásicos, con terminales accesibles y aislados y con manillas para su manipulación o traslado.

Cada unidad del Banco debe poseer una resistencia de descarga interna con el objeto de reducir la tensión a la cual queda cargado el condensador al ser desconectado de la red. La reducción de tensión desde el valor cresa hasta los 50 V o menos dentro de 5 minutos después de desconectar las unidades.

La tensión nominal de cada condensador o grupos de condensadores en serie, será igual o superior a la tensión de servicio máxima del Banco de Condensadores. Para Bancos de Condensadores que usan grupos en serie por fase, la tensión nominal de cada unidad deberá ser igual o superior a la tensión de servicio máxima de los Bancos de Condensadores, dividida por el número de grupos en serie.

2.5. Características de otros elementos

Aisladores:

Deberán poseer distancias de fuga acordes con el nivel de polución y tensión de la zona.

Las características dieléctricas de los aisladores de los condensadores se coordinaran con los valres correspondientes al aislamiento de los condensadores.

Los aisladores soporte de la estructura de montaje y los aisladores de pedestal de los Bancos de Condensadores deberán ser de porcelana y además estos serán parte del suministro.

Barras, Terminales y Conectores:

Las barras y/o conductores de fase deberán ser de cobre electrolítico y de dimensiones adecuadas para soportar las corrientes de servicio del banco.

Se deberán proveer de conectores para la interconexión entre los conductores así como para el soporte de las barras a la estructura.

Placa de Características:

Debe incluirse una Placa de Características en cada uno de los condensadores conteniendo la información indicada en IEC 60871.

Reactor Limitador:

Deberá incluir reactores como elementos de protección para las corrientes de irrupción. Estos reactores deberán cumplir las normas de la IEC 60289.

Estructura para Banco de Condensadores:

En caso de que se indique el proveedor del Banco de Condensadores deberá considerar el diseño y suministro de estructuras, incluyendo los accesorios y piezas especiales.

Las estructuras deberán cumplir con las exigencias de galvanizado y pintura. La estructura debe incluir una placa de características, de acero inoxidable, en la cual se destacaran las principales características nominales del banco de condensadores según lo indica la norma IEC 60871.

Condensadores Varplus de 220 V hasta 600V

Se incorpora un sistema de protección HQ en cada elemento monofásico:

Protección de avería de alta intensidad mediante fusible de cartucho de alta capacidad de ruptura.

Protección de avería de baja intensidad mediante la combinación de un dispositivo de sobrepresión interna monofásica con el fusible de alta capacidad de ruptura.

Tolerancia de capacidad: -5, +10%

Nivel de aislamiento:

Tensión soportada 60 Hz 1 minuto: 4KV Tensión de onda soportada a los impulsos 1.2/50 µs: 15 KV

Prueba de tensión: 2.15 Vn (tensión nominal) durante 10s

Sobrecargas máximas admisibles en una red de tensión de servicio según IEC 60381 1/2:

Intensidad: 30 % permanentemente. Tensión: 10 % (8 horas de 24)

Con resistencias de descarga instaladas internamente: tensión residual y 50V en 1minuto.

Pérdidas totales: y 0.5 W/Kvar (incluyendo las resistencias de descarga)

Temperatura clase D (+55 °C):

Máximo: 55°C Media en 24 horas: 45°C Media en 1 año: 35 °C Mínimo: -25 °C B110409 DB109646

Color:

Elementos RAL 9005 Base y cubierta RAL 7030

Normas: IEC 60831 1/2, CSA 22-2 N|190, UL 810

Aplicación: interior

Protección:

IP00 sin cubierta IP20 o IP42, véanse los accesorios

No se necesita conexión a tierra

Bornes: 3 espigas de M8 que permiten una conexión de cable de 360°.

Instalación

Todas las posiciones son adecuadas excepto la vertical con los bornes de conexión a la inversa. Orificios de fijación para tornillos M6.

Reguladores:

Los reguladores miden permanentemente el cosø de la instalación y controlan la conexión y desconexión de los distintos escalones para llegar en todo momento al cosø objetivo.

La gama Varlogic está formada por 3 aparatos:

Varlogic NR6: regulador de 6 escalones. Varlogic NR12: regulador de 12 escalones. Varlogic NRC12*: regulador de 12 escalones con funciones complementarias de

ayuda al mantenimiento.

Hay que destacar:

Pantallas retroiluminadas, mejorando sensiblemente la visualización de los parámetros visualizados.

Nuevo programa de regulación que permite realizar cualquier tipo de secuencia. Nueva función de autoprogramación / autoajuste. Más información sobre potencias y tasas de distorsión, distorsión, disponible en

todos los modelos. Posibilidad de comunicación (RS 485 Modbus) solo para el NRC12, opcional.

Características Técnicas

Datos generales:

Temperatura de funcionamiento: 0 a 60 °C

Temperatura de almacenamiento: 20 °C a + 60°C.

Color: RAL 7016.

Normas CEM: EN 50081-2, CEI 61000-6-2.

Normas eléctricas: CEI/EN 61010-1.

Montaje: sobre carril DIN 35 mm (EN 50022) o empotrado (taladro 138 mm – 0 + 1 mm)

IP montaje empotrado:

Frontal: IP 41. Posterior: IP 20.

Pantalla:

Tipo NR6 y NR12: pantalla retroiluminada 65 y 21 mm. Tipo NRC12: pantalla grafica retroiluminada 55 28 mm.

Idiomas: alemán, español, francés, inglés, portugués.

Contacto de alarma: separado y libre de tensión.

Sonda de temperatura interna.

Contacto separado para el mando de un ventilador dentro de la batería.

Mantenimiento del mensaje de alarma y anulación, manual del mensaje.

Acceso al histórico de alarmas

Contactores:

Son los elementos encargados de conectar los distintos condensadores que configuran la batería.

El número de escalones que es posible disponer en un equipo de compensación automático depende de las salidas que tenga el regulador.

3. Cambio de las luminarias actuales por un sistema más eficiente, utilizando luminarias LED.

A través de los planos podemos obtener las medidas de las aulas, de este tipo de aulas se repiten 4 aulas en el primer piso.

La disposición de las luminarias se determinó a través del programa de calculadora de focos led, el cual nos da como resultado la cantidad de focos led y la separación entre ellos.

Para esta aula más pequeña solo se necesita 4 tipos de focos

Este plano es de la biblioteca el cual nos muestra que al tener mayor área necesita mayor cantidad de focos.

La iluminación de propósito general necesita luz blanca. Los ledes emiten luz en una

banda de longitudes de onda muy estrecha, fuertemente coloreada. El color es

característico de la banda prohibida de energía de un material semiconductor usado para

fabricar el led. Para emitir luz blanca es preciso combinar ledes de luz roja, verde y azul, o

usar fósforo para convertir parte de la luz a otros colores.

El primer método (LED RGB), usa múltiples chips de ledes, cada uno emitiendo una

longitud de onda diferente en las proximidades, para formar el amplio espectro de luz

blanca. La ventaja de este método es que la intensidad de cada led puede ser ajustada

para "afinar" el carácter de la luz emitida. La mayor desventaja es su alto costo de

producción.

El segundo método, led de fósforo convertido (pcLED), usa un led de corta longitud de

onda (usualmente azul o ultravioleta) en combinación con el fósforo que absorbe una

porción de la luz azul y emite un espectro más amplio de luz blanca (el mecanismo es

similar a la forma de una lámpara fluorescente que emite luz blanca de un sistema de

iluminación UV de fósforo). La mayor ventaja aquí es el costo de producción bajo, alto IRC

(índice de reproducción cromática), mientras la desventaja es la incapacidad para cambiar

dinámicamente el carácter de la luz y el hecho de que la conversión de fósforo reduce la

eficiencia del dispositivo. El bajo costo y el desempeño adecuado lo hace la tecnología

más utilizada para la iluminación general hoy en día.

Un solo led es un dispositivo de estado sólido de baja tensión (voltaje) y no puede

funcionar directamente en una corriente alterna estándar sin algún tipo de circuito para

https://es.wikipedia.org/wiki/F%C3%B3sforo

https://es.wikipedia.org/wiki/Semiconductor

https://es.wikipedia.org/wiki/Banda_prohibida

controlar el voltaje aplicado y el flujo de corriente a través de la lámpara. Una serie

de diodos y resistores (resistencias) podrían ser usados para controlar la polaridad del

voltaje y limitar la corriente, pero esto es ineficiente, ya que la mayor parte de la tensión

aplicada se desperdicia en forma de calor en la resistencia.

Una cadena única de ledes en serie podrían minimizar la pérdida de la caída de tensión,

pero la falla de un sólo led podría extinguir toda la cadena. El uso de cadenas en

paralelo redundantes incrementa la fiabilidad, usándose comúnmente tres o más cadenas.

Pueden ser útiles para la iluminación del hogar o en espacios de trabajo, un número de

ledes deben ser colocados juntos en una lámpara para combinar sus efectos de

iluminación. Esto es porque cada led emite solamente una fracción de la luz de las

fuentes de luz tradicionales.

Cuando se utiliza el método de la mezcla de colores, puede ser difícil lograr una

distribución de color uniforme, mientras que la adaptación de ledes blancos no es crítica

para el equilibrio de color. Además, la degradación de ledes diferentes en varios

momentos en una lámpara de colores combinados puede producir una salida de color

uniforme. Las lámparas de LED usualmente consisten en grupos de ledes en una cubierta

con dispositivos electrónicos, un disipador y óptica.

No se han descrito las temperaturas óptimas ambientales de funcionamiento, sin

embargo, se ha demostrado que pueden trabajar entre -40º y +50º.

Las lámparas LED sacan ventaja del hecho de que se deban colocar muchos ledes para

lograr una iluminación uniforme al conectarlos en serie, el número de ledes que se

pueden conectar depende del voltaje de la red eléctrica. Por ejemplo si tenemos 120

voltios de entrada y consideramos que cada led funciona con aproximadamente 3 voltios,

entonces podemos conectar hasta 40 ledes y dado que la conexión es en serie la lámpara

https://es.wikipedia.org/wiki/%C3%93ptica

https://es.wikipedia.org/wiki/Disipador

entera consumirá la misma corriente que si conectamos un solo led a una fuente de 3

voltios.

Si el voltaje es mayor, por ejemplo 240 voltios, entonces se podrían conectar hasta 80

ledes en serie y seguiría circulando la misma corriente, sin embargo el consumo total de

la lámpara seria del doble, pues misma corriente multiplicada por el doble de voltaje igual

al doble de vatios.

Cabe mencionar que cualquiera que sea el voltaje total y el número de ledes siempre es

necesario conectar una (o varias) resistencia(s) en serie con los ledes para limitar la

cantidad de corriente que circule por ellos y evitar que se quemen o desgasten

prematuramente por exceso de corriente.

Especificaciones técnicas de las luminarias a utilizar

Productos relativos

Informaciones generales:

Información de fotometría

Información lumínica y eléctrica

4. Monitoreo de la demanda y evaluaciones periódicas de la factura eléctrica.

MONITOREO DE LA DEMANDA Y EVALUACIÓN DE LA FACTURA ELÉCTRICA

MONITOREO DEL CONSUMO DEL

SISTEMA ELÉCTRICO

MEDIDORES Y ELEMENTOS DE

MEDICIÓN

LOCACIÓN DE PUNTOS DE MEDICIÓN O SUMINISTRO

CONTROL DE LA DEMANDA MENSUAL

FACTURADA

DEMANDA MÁXIMA DE POTENCIA

OBJETIVO

CONTROL ON/OFF MANUAL

CARGAS OBJETIVO DE CONTROL

CALCULO DE LOS CARGOS EN LA FACTURA DE

ENERGÍA ELÉCTRICA

ESTADO DE LAS MEDIDAS DE EFICIENCIA

ENERGÉTICA IMPLEMENTADAS

BASE DE DATOS DEL SISTEMA DE

MONITOREO DE ENERGÍA

4.1. Monitoreo del consumo del sistema eléctrico

Un sistema de monitoreo, permite en nuestro caso específico:

Tener criterios para elegir equipos de corrección de calidad de potencia. Cuantificar los costos de los energéticos en las actividades realizadas. Identificar dentro del sistema los equipos que pueden ser reemplazados por

otros más eficientes. Establecer estadísticas de comportamientos, que nos permitan gestionar los

recursos.

Y se compone de la siguiente forma:

Sistema informático o data center Comunicación Dispositivos de medición

Medidores:

El elemento más importante y el cual se encargará de realizar el monitoreo de la energía en tiempo real. Para nuestro proyecto consideraremos un medidor de clase media, un PM850 de la marca Schneider Electric. A continuación sus principales características:

La serie PM800 Power Logic está formada por centrales de medida de altas prestaciones necesarias para medir y controlar una instalación eléctrica en una unidad compacta de 96 x 96 mm. Incluye una pantalla de fácil lectura que muestra las mediciones para las tres fases y el neutro al mismo tiempo, un puerto de comunicación Modbus RS485, una entrada digital, una salida digital de tipo KY, medición de la distorsión armónica total (THD) y alarmas para estados críticos. Cumple los requisitos de IEC 61557-12 PMD/S-/K70/0.5 para dispositivos combinados de medida y supervisión (PMD).

Transformadores de corriente

Para instalar el medidor se requiere previamente seleccionar transformadores de corriente, los cuales brindarán las señales de entrada al medidor digital. Por ser un elemento de carácter secundario no es necesario especificar un modelo.

Comunicación

Para enviar información al sistema se debe definir protocolos de comunicación, y para trabajar con estas señales así mismo requerimos concentradores de entradas dependiendo del número de puntos de medición y el protocolo en el que se comuniquen los medidores.

Comunicación

Para visualizar en computadores la información procesada por nuestros elementos de medición, y además registrarlos en un historial, requerimos de un software que nos sirva de intermediario.

4.2. Control de la demanda mensual facturada

La demanda mensual objetivo, debe ser definida previo análisis del grado de importancia de las cargas alimentadas, así como de un estudio de las actividades realizadas.

4.3. Cálculo de los cargos en la factura de energía eléctrica

El calcular los cargos facturados, y por ende los montos a cancelar trae como beneficios:

El poder contrastar la factura de energía eléctrica, Control sobre los niveles de consumo de energía, y sus potenciales ahorros

económicos. Registrar la evolución de nuestros costos en el tiempo, y evaluar la opción

tarifaria acogida a la que más nos convenga.

Para tener conocimiento de los cargos facturados a los cuales medimos y controlamos, debemos ingresar un modelo de cálculo al sistema de medición, y por tanto un esquema de tarifación, de manera que nos permita de forma directa los costes de nuestros consumos de energía.

Los resultados de estos cálculos deben emitirse en forma de reportes, y gráficas de manera que el sector encargado de la supervisión, pueda tomar decisiones de mejoras u otras acciones.

MT4, BT4MT3, MT4, BT3, BT4

MT2, BT2MT3, MT4, BT3, BT4

MT2, BT2 MT2, BT2 MT2, BT2MT3, MT4, BT3, BT4

MT2, MT3, MT4, BT2, BT3, BT4

Energía Activa F. H. P. (kWh)

Energía Activa H. P. (kWh)

Cargo Total Energía Activa

(kWh)

Calificación Tarifaria

Potencia de Generación H. P. (kW)

Potencia de Generación

Total del Mes (kW)

Potencia de Distribución F. H. P. (kW)

Potencia de Distribución H.P. (kW)

Exceso de Potencia de Distribución

(kW)

Potencia de Distribución Total del Mes

(kW)

Exceso de Energía Reactiva (kVAR)

374.00422.00450.00430.00450.00

120480.00 28700.00 149180.00 0.53 348.00 402.00 450.00 362.00 88.00 450.00 61786.00106940.00 26860.00 133800.00 0.58 352.00 384.00 450.00 364.00 86.00 450.00 51860.00105880.00 25980.00 131860.00 0.59 326.00 366.00 450.00 364.00 86.00 450.00 43962.0088960.00 19820.00 108780.00 0.48 282.00 316.00 440.00 364.00 76.00 440.00 30326.00

103660.00 25100.00 128760.00 0.54 336.00 384.00 426.00 364.00 62.00 426.00 39612.00106360.00 25880.00 132240.00 0.55 324.00 376.00 393.00 350.00 43.00 393.00 45468.00108920.00 26520.00 135440.00 0.54 328.00 376.00 384.00 344.00 40.00 384.00 50908.0098140.00 24680.00 122820.00 0.57 332.00 364.00 380.00 334.00 46.00 380.00 50754.0089960.00 20000.00 109960.00 0.45 262.00 354.00 380.00 334.00 46.00 380.00 44232.0097140.00 21220.00 118360.00 0.45 320.00 428.00 406.00 334.00 72.00 406.00 48812.00

117740.00 25960.00 143700.00 0.43 366.00 464.00 446.00 349.00 97.00 446.00 55790.00126060.00 29540.00 155600.00 0.48 410.00 496.00 480.00 388.00 92.00 480.00 56060.00

Parámetros Facturados en todos los niveles tarifarios

MT2, MT3, BT2, BT3

UNIÓN DE DIAGRAMAS

ANÁLISIS Y PRONÓSTICO

1. Instalación de un Banco de Compensación Reactiva,

Plan de Ahorro por Facturación de Energía Reactiva (kVARh):

MESENERGIA REACTIV

A (kVARh)

ENERGIA ACTIVA

FACTURADA

PAGO x ENERGIA

REACTIVA (S/.)

FB 133,320.00 70,308.00 2,460.78

MR 150,640.00 78,946.00 2,763.11

AB 169,040.00 90,338.00 3,161.83

MY 178,840.00 100,138.00 3,504.83

JN 182,880.00 101,910.00 3,566.85

JL 155,320.00 82,153.00 2,875.36

PROMEDIO 161,673.33 87,298.83 3,055.46

Tabla 44: Resumen de pago de Energía Reactiva Histórico – Suministro 1

Para el ahorro por concepto de energía reactiva, las concesionarias cobran este concepto cual la energía total consumida de energía reactiva, excede del 30% de la energía total activa, durante el mes de facturación. Por lo tanto la energía facturada seria el excepto de energía reactiva consumida.

Para el caso del suministro analizado consumo aproximadamente 161,673.33 kVARh, la cual se factura 87,298.83 kVAR, en consecuencia se factura aproximadamente 3,055.46 Soles mensuales.

El pago por consumo reactiva, se evita colocando banco de condensadores que proveen la energía reactiva, y no sea necesario consumirla del concesionaria (EDELNOR). Se muestra porcentaje de ahorro por eliminación de pago por concepto de energía reactiva.

ENERGIA REACTIVA

ENERGIA REACTIVA

FACTURADA (kVARh)

PRECIO UNITARI

O (S/.)

IMPORTE (S/.)

ENERGIA REACTIVA - kVARh 82,153.00 0.0329

S/. 2,702.83

AHORRO (S/.) S/. 2,702.83

FACTURACION TOTAL MENSUAL (S/.) S/. 59,533.22

AHORRO (%) CON RESPECTO A LA FACTURACION TOTAL (S/.) 4.540%

Tabla 45: Resumen de Ahorro por pago de Energía Reactiva – Suministro 1

2. Cambio de las luminarias actuales por un sistema más eficiente, utilizando luminarias LED.Inversión total

elementos cantidad costo/unidad(soles) costo total

LED 336 102.8707059 17488.02

rely 308 3 924

AOPLAMIENTOS 672 15 18450

instalación 336 80 13600

La inversión total sería 50462.02

Ahorro de energía reflejado en dinero.

potencia/ fluorescente (W)

numero de fluorescentes

tiempo de funcionamiento al año

costo de la energía (soles/KWH)

costo total

30 336 5110 0.000406 76554.954

Ahorro de energía 20% costo total 15310.9908 soles

Ahora analicemos en cuanto tiempo recuperamos nuestro capital.

I = inversión inicial.

A = ahorro anual de energía.

n = tiempo de recuperación.

I=A( (1+0.12 )n−10.12∗(1+0.12 )n )=50462.02=15310.9( (1+0.12 )n−1

0.12∗(1+0.12 )n )

Resolviendo:

n=4.44≈5años

Los siguientes años seria la ganancia que tendríamos.

Los elementos tienen un valor aproximado de 10 años y con estos valores

calculemos la utilidad que obtendríamos:

Utilidad=VAN=5310.9 ( (1+0.12 )10−10.12∗(1+0.12 )10 )−50462.021=36047.9797 soles

proyecto - mejora en sistema electrico uni

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