000133476.pdf

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

ESTUDIO DE ARMÓNICOS Y FACTOR DE POTENCIA EN UN GRUPO DE GRANDES CLIENTES DEL ESTADO NUEVA ESPARTA

POR

JULIO CÉSAR CHACÓN GÓMEZ

INFORME FINAL DE PASANTÍA PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR POR EL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA

(TOMO 1)

Sartenejas, Marzo de 2006

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA


POR


TUTOR ACADÉMICO: PROF. ROBERTO ALVES

TUTOR INDUSTRIAL: ING. RAÚL CARVALHO

INFORME FINAL DE PASANTÍA PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR POR EL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA

Sartenejas, Marzo de 2006

iv


POR


RESUMEN

El objetivo fundamental del proyecto es proponer, basados en un estudio de corrección

del factor de potencia y de contenido armónico en grandes clientes del estado Nueva Esparta,

la necesidad de compensación reactiva capacitiva y/o de instalación de filtros armónicos en

dichos puntos, asentados en un estudio de factibilidad técnico-económico. Las alternativas

planteadas buscan disminuir las demandas máximas, lo que se traduce en obtener beneficios

económicos que se verán reflejados en la facturación mensual del cliente, además se busca

incentivar así el uso eficiente de la energía y mejorar la Calidad del Servicio Eléctrico.

Para la elaboración del trabajo se realizó una recopilación de los registros de carga

medidos en cada uno de los clientes estudiados, en períodos semanales. De esta forma se pudo

caracterizar la naturaleza variable de la carga. Se evaluó el contenido armónico de tensiones y

corrientes (tomando como base la norma IEEE 519). Posteriormente se realizó el cálculo de

la compensación a pasos que mejor se ajustara a la curva de carga en cada caso (sin

sobrecompensar ninguna de las fases) y se verificó de forma preliminar posibles resonancias

(necesidad de instalar filtros). Seguidamente se calculó el ahorro en la facturación (por

demanda ahorrada, según el régimen tarifario actual de la empresa), para con ello obtener el

tiempo de retorno de la inversión inicial a realizar en caso de instalar bancos o PAYBACK

(que no toma en cuenta el valor del dinero en el tiempo), además del Valor Presente Neto.

En general se observó poca perturbación armónica en los clientes, así como bajos

factores de potencia, por lo que es viable la instalación de compensadores siempre y cuando

sea económicamente factible.

v

ÍNDICE GENERAL

CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN .........................................................................................1

1.1. Definición del problema .............................................................................................1

1.2. Planteamiento del problema .......................................................................................1

1.3. Antecedentes del problema.........................................................................................1

1.4. Justificación e importancia del problema ...................................................................2

CAPÍTULO 2: OBJETIVOS...................................................................................................4

2.1. Objetivo general .........................................................................................................4

2.2. Objetivos específicos..................................................................................................4

CAPÍTULO 3: DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA ............................................................5

3.1. Ubicación....................................................................................................................5

3.2. Breve reseña histórica.................................................................................................5

3.3. Corporación CMS Energy ..........................................................................................6

3.4. Organigrama ...............................................................................................................6

3.5. Infraestructura Básica ...............................................................................................11

3.6. Visión .......................................................................................................................13

3.7. Misión.......................................................................................................................13

3.8. Valores Corporativos................................................................................................13

3.8.1. Ética y conducta impecables ................................................................................13

3.8.2. Satisfacción del Cliente ....................................................................................13

3.8.3. Productividad....................................................................................................14

3.8.4. Desarrollo de los Empleados ................................................................................14

vi

3.8.5. Seguridad..........................................................................................................14

3.8.6. Crecimiento y Desarrollo del Negocio .................................................................14

CAPÍTULO 4: ASPECTOS TEÓRICOS ............................................................................15

4.1. Calidad del Servicio Eléctrico ..................................................................................15

4.2. Armónicos ................................................................................................................17

4.2.1. Descripción.......................................................................................................17

4.2.2. Resonancia............................................................................................................20

4.2.3. Solución técnica para la reducción de armónicos (Filtros)...............................22

4.2.4. Normativa Internacional empleada para la evaluación del grado de contaminación

armónica de la carga y los perfiles de tensión de los clientes evaluados. ........................24

4.2.5. Normativas Nacionales.............................................................................................27

4.3. Compensación Capacitiva ........................................................................................29

4.3.1. Descripción...........................................................................................................29

4.4. Seguridad industrial..................................................................................................31

4.5. Analizadores de Red (Sistemas Unipower) ..............................................................37

4.5.1. Conexión de los Analizadores de red ...................................................................39

CAPÍTULO 5: GRUPO DE ESTUDIO................................................................................42

5.1. Selección de clientes.................................................................................................42

5.2. Levantamiento: Capacidad Instalada........................................................................43

5.3. Recopilación de datos en los puntos de medición ....................................................44

5.4. Criterio empleado .................................................................................................46

CAPÍTULO 6: DISCUSIÓN DE RESULTADOS...............................................................48

6.1. Contenido Armónico: Requerimientos de Filtrado ..................................................48

vii

6.1.1. Armónicos en Corrientes ......................................................................................48

6.1.2. Armónicos en Voltajes .........................................................................................60

6.2. Factor de Potencia: Compensación Capacitiva ........................................................64

6.3. Verificación preliminar de resonancias .........................................................................70

6.4. Análisis Económico...................................................................................................71

CAPÍTULO 7: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.........................................79

BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................................................81

ANEXOS .................................................................................................................................83

viii

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 3.1. Ubicación Geográfica de SENECA .........................................................................5

Figura 3.2. Organigrama General de SENECA..........................................................................7

Figura 3.3. Organigrama de la Dirección de Operaciones Técnicas ..........................................8

Figura 3.4. Organigrama de la Dirección de Administración y Finanzas ..................................9

Figura 3.5. Organigrama de la Dirección Comercial................................................................10

Figura 3.6. Organigrama de la Dirección de Legal y Relaciones Corporativas .......................10

Figura 3.7. Organigrama de la Dirección de Generación .........................................................11

Figura 3.8 Sistema de subtransmisión–distribución de SENECA............................................12

Figura 4.1 Objetivo y atributos del suministro eléctrico ..........................................................15

Figura 4.2 Onda distorsionada..................................................................................................17

Figura 4.3. Flujo normal de corrientes armónicas ....................................................................19

Figura 4.4. Instalación de condensador ....................................................................................20

Figura 4.5 Transductor de corriente (rojo). ..............................................................................38

Figura 4.6 Software PowerProfile ...........................................................................................39

Figura 4.7 Software DIP 8000..................................................................................................39

Figura 4.8 Esquema de medición para los equipos Unipower .................................................40

Figura 4.9 Medición de potencia con método de un vatímetro ................................................40

Figura 4.10 Método de los dos vatímetros ...............................................................................41

Figura 4.11 Método de los tres vatímetros ...............................................................................41

Figura 5.1. Pedestal de 300 KVA.............................................................................................43

ix

Figura 5.2. Recopilación de data (Equipo Instalado) ...............................................................44

Figura 5.3. Punto de Medición .................................................................................................45

Figura 6.1. Unifilar de alimentación SENECA y CC Sambil ..................................................52

Figura 6.2. Unifilar de la alimentación de Hielos Punta de Piedra ..........................................57

Figura 6.3. Triángulo de potencia tomando en cuenta la potencia de distorsión [3]................67

Figura 6.4. Aproximación lineal para estimar los costos de los bancos de condensadores

(480 V)......................................................................................................................................73

x

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla I. Límites de Corriente Armónica para Carga no lineal en el Punto Común de

Acoplamiento (PCC) con otras cargas, para voltajes entre 120 – 69000 Volts........................26

Tabla II. Límites de distorsión de Voltaje según IEEE 519 .....................................................27

Tabla III. Niveles de referencia para las armónicas de tensión en BT (U<1KV).....................29

Tabla IV. Protección para Sistemas Aéreos Energizados Aislados..........................................34

Tabla V. Protección para Sistemas Aéreos Desenergizados ....................................................34

Tabla VI. Protección para Sistemas Subterráneos....................................................................35

Tabla VII. Distancias de Seguridad..........................................................................................35

Tabla VIII. Efectos de la Corriente ..........................................................................................36

Tabla IX. Clientes estudiados...................................................................................................42

Tabla X. Capacidad Instalada en clientes estudiados ...............................................................43

Tabla XI. Valores máximos de las corrientes de carga y su respectiva fundamental...............49

Tabla XII. Porcentaje de carga en los transformadores de los clientes estudiados. .................50

Tabla XIII. Valores de TDD correspondiente a cada cliente. ..................................................51

Tabla XIV. Datos de la barra de 115 KV de la subestación Pampatar.....................................52

Tabla XV. Datos del Transformador # 2 (Subestación Pampatar) ...........................................53

Tabla XVI. Cálculo de los SCR de Sambil y sede SENECA...................................................53

Tabla XVII. Límites más estrictos según norma IEEE 519 para distorsión de Corriente........54

Tabla XVIII. Porcentaje de Amplitudes Armónicas I2 con respecto a su fundamental máxima

..................................................................................................................................................55

xi

Tabla XIX. Porcentaje de Amplitudes Armónicas I4 con respecto a su fundamental máxima 55

Tabla XX. Porcentaje de Amplitudes Armónicas I6 con respecto a su fundamental máxima .56

Tabla XXI. Bases para las impedancias ...................................................................................57

Tabla XXII. Valores de las impedancias del unificar de Hielos Punta de Piedra ....................58

Tabla XXIII. Cálculo del SCR en Hielos Punta de Piedra .......................................................58

Tabla XXIV. Valores de Irmsh ................................................................................................59

Tabla XXV. Banda de tolerancia de las tensiones (Calidad del Servicio) ...............................61

Tabla XXVI. Porcentajes de Distorsión Armónica en Voltajes ...............................................62

Tabla XXVII. Porcentaje de las Amplitudes Armónicas U1 con respecto a su fundamental ...63

Tabla XXVIII. Porcentaje de las Amplitudes Armónicas U3 con respecto a su fundamental..63

Tabla XXIX. Porcentaje de las Amplitudes Armónicas U5 con respecto a su fundamental ....64

Tabla XXX. Valores máximos de las P y S, además de los factores de potencia bajo Smáx ..65

Tabla XXXI. Valores Máximos de Potencia Reactiva por fase ...............................................66

Tabla XXXII. Especificaciones de los compensadores obtenidos a través de la simulación...68

Tabla XXXIII. Beneficio obtenido al instalar la compensación ..............................................69

Tabla XXXIV. NCC en subestaciones (115 KV) de SENECA ...............................................70

Tabla XXXV. NCC de los clientes estudiados en el PCC y frecuencias de resonancia. .........71

Tabla XXXVI. Licitación de Schneider Electric......................................................................72

Tabla XXXVII. Costos estimados de los bancos de capacitores..............................................74

Tabla XXXVIII. Tiempo de retorno de la inversión inicial (PAYBACK) ..............................75

Tabla XXXIX. VPN de cada uno de los clientes estudiados....................................................77

xii

LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS

- A: Amperios

- AT: Alta Tensión

- Bs/mes: Bolívares por mes

- BT: Baja Tensión

- CC: Cortocircuito

- CSE: Calidad del Servicio Eléctrico

- f: Frecuencia

- FP1,2: Factor de Potencia de la Fase A

- FP3,4: Factor de Potencia de la Fase B

- FP5,6: Factor de Potencia de la Fase C

- I2: Corriente de la Fase A

- I4: Corriente de la Fase B

- I6: Corriente de la Fase C

- IL: Máxima corriente de carga (a frecuencia fundamental)

- ISC: Máxima corriente de cortocircuito en el Punto de Acoplamiento Común

- Irmshe: Corriente Armónica respecto a la demanda máxima (Europea)

- Irmshu: Corriente Armónica respecto a la demanda máxima (Americana)

- KVA: KiloVoltio-Amperios

- KVAR: KiloVoltio-Amperios Reactivos

- KWh: Kilovatio hora

- Max: Máximo

- Min: Mínimo

- MT: Media Tensión

- NIS: Número de Suministro

xiii

- nom: Nominal

- OPEN SGC: Software del Sistema de Gestión Comercial

- P: Potencia Activa

- P1,2: Potencia Activa de la Fase A

- P3,4: Potencia Activa de la Fase B

- P5,6: Potencia Activa de la Fase C

- Prom: Promedio

- Q: Potencia Reactiva

- Q1,2: Potencia Reactiva de la Fase A

- Q3,4: Potencia Reactiva de la Fase B

- Q5,6: Potencia Reactiva de la Fase C

- S1,2: Potencia Aparente de la Fase A

- S3,4: Potencia Aparente de la Fase B

- S5,6: Potencia Aparente de la Fase C

- SENECA: Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta C.A

- TDDe: Distorsión Armónica respecto a la demanda máxima (Europea)

- TDDu: Distorsión Armónica respecto a la demanda máxima (Americana)

- THDe1: Coeficiente de Distorsión Armónica Total Europea de U1

- THDe2: Coeficiente de Distorsión Armónica Total Europea de I2





- THDu1: Coeficiente de Distorsión Armónica Total Americana de U1

- THDu2: Coeficiente de Distorsión Armónica Total Americana de I2

xiv





- TMAR: Tasa Mínima Aceptable de Rendimiento

- TRX: Transformador

- U1: Tensión de la Fase A

- U2: Tensión de la Fase B

- U3: Tensión de la Fase C

- V: Voltios

- Vf-n: Voltaje Fase-Neutro

- VPN: Valor Presente Neto

- W: Vatio

1

CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN

1.1. Definición del problema

En la actualidad existen un gran número de dispositivos que distorsionan el estado

normal de las redes eléctricas (armónicos). Por otro lado, la mayoría de las cargas industriales

conectadas a la red tienen un carácter inductivo. La potencia reactiva, tradicionalmente ha

sido suministrada por las empresas eléctricas, pero pudiera ser suplida por los propios

clientes. Para explorar esta posibilidad, se requiere un estudio exhaustivo para elegir los

compensadores que proporcionen dicha potencia reactiva, tomando en cuenta que ellos se

instalan en paralelo con la inductancia del sistema de potencia, y puede producirse la

excitación de frecuencias naturales próximas a las armónicas presentes (condición resonante).

Además debe resaltarse que tan factible económicamente será para el consumidor surtir estos

reactivos según el ahorro que ello le genere en las facturaciones subsiguientes.

1.2. Planteamiento del problema

Siguiendo con la iniciativa de la empresa SENECA de fomentar el uso eficiente de la

energía eléctrica, se requiere la instalación de compensadores de energía reactiva capacitiva

en los clientes grandes (costeados por estos) para producir ahorros en sus demandas,

motivados por un beneficio económico.

1.3. Antecedentes del problema

La empresa SENECA, inició a finales del año 2001, el programa uso eficiente de la

energía, a través del cual se persigue el logro de una serie de objetivos, como lo son entre

otros, el cumplir con las directrices trazadas en el contrato de concesión, además de lo

establecido por la propia Ley Orgánica del Servicio Eléctrico en lo referente al fomento del

uso racional de la energía.

2

El objetivo principal de éste programa es proveer a los clientes de un estudio formal

sobre el uso dado al suministro energético proporcionado, incluyendo diagnóstico, opciones

y/o recomendaciones (justificadas), información técnica y orientación sobre diversos aspectos,

todo ello dirigido hacia la procura de un uso más eficiente de la energía por parte de los

consumidores.

Las necesidades de implementar un programa energético radican en el despilfarro

energético y el uso inadecuado del suministro, los cuales afectan tanto al cliente, ya que

encarecen la factura, acortan la vida útil de sus equipos e instalaciones y puede afectar

negativamente su línea de producción, entre otras, como a la empresa eléctrica que lo provee,

esto elevando las caídas de tensión, además que se aprovecha lo menos posible la

infraestructura disponible.

1.4. Justificación e importancia del problema

Una de las maneras en que las empresas de electricidad a nivel nacional e

internacional han intentado hacer reflexionar a las industrias sobre la conveniencia de generar

o controlar su consumo de energía reactiva ha sido mediante un cargo por demanda en la

facturación mensual (Bs/KVA), es decir, cobrándolos por capacidad suministrada en KVA,

donde están incluidos los KVAR entregados al usuario. Por ello, se han estado estudiando las

posibilidades de generar y entregar gran parte de estos KVAR de forma más económica a

través de bancos de capacitores, evitando así que se genere y transporte por las redes de

distribución de la empresa surtidora. Esto mientras no vayan a existir resonancias que pueda

traer consecuencias no deseadas, ello debido a la presencia de una fuerte contaminación

armónica en el cliente.

Su importancia radica en que para el caso de un factor de potencia bajo (inferior a 0,95

por ejemplo), implica que los artefactos tienen elevados consumos de energía reactiva

3

respecto a la energía activa, produciéndose una circulación excesiva de corriente eléctrica en

sus instalaciones y en las redes de la empresa distribuidora, lo cual trae consigo:

- Aumentan las pérdidas por calentamiento refiriéndonos a motores o transformadores.

- Aumenta la potencia aparente entregada por el transformador para igual potencia activa

utilizada.

- Además, produce alteraciones en las regulaciones de la calidad técnica del suministro

(variaciones de tensión), con lo cual empeora el rendimiento y funcionamiento de los

artefactos y quita capacidad suficiente de respuesta de los controles de seguridad como ser

interruptores, fusibles, etc.

Por otro lado, la presencia de armónicos en los clientes puede acarrear además de

condiciones de resonancia, una cantidad de inconvenientes, entre los cuales podemos

mencionar algunos de los más relevantes:

- Aumento de las perdidas en la red eléctrica.

- Baja calidad de la energía eléctrica consumida.

- Aumento de las temperaturas de funcionamiento sobre los transformadores alimentadores,

así como condiciones de sobrecarga.

Finalmente es de notar que en este proyecto se presentan algunos aspectos teóricos

relacionados con el problema presentado, así como el criterio utilizado para atacar el mismo y

por último los resultados obtenidos con sus respectivos análisis.

4

CAPÍTULO 2: OBJETIVOS

2.1. Objetivo general

El proyecto contempla la factibilidad técnico-económica de compensar

capacitivamente algunos grandes clientes del estado Nueva Esparta, fundamentados en

evaluar el impacto sobre su facturación, mediante la recopilación de registros de carga y su

análisis de contenido armónico (resonancias) utilizando estándares internacionales.

2.2. Objetivos específicos

- Aprender a utilizar los equipos analizadores de red así como su software asociado.

- Recopilar registros de red de ciertos grandes clientes de SENECA.

- Recaudar y organizar las normas nacionales, regionales, y estándares internacionales

relativas al problema de la contaminación armónica, su mitigación y control.

- Estudiar el régimen de facturación de la empresa.

- Evaluación del impacto de compensar capacitivamente la red y la facturación propia del

cliente.

- Estudiar de falibilidad económica del proyecto.

- Realizar propuestas finales para los clientes justificadas económicamente.

5

CAPÍTULO 3: DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA

3.1. Ubicación

La empresa en la cual se desarrolló el presente proyecto de grado fue SENECA

(Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, C.A.), la misma está ubicada en el sector San

Lorenzo, Municipio Maneiro, Estado Nueva Esparta.

Figura 3.1. Ubicación Geográfica de SENECA

3.2. Breve reseña histórica

La empresa SENECA se creó en el año de 1998 a través de la transferencia de los

activos de generación, transmisión y distribución de CADAFE localizados en el Estado

Nueva Esparta, los cuales conforman toda la estructura de la cual se originó el proceso de

privatización posteriormente aprobado por el Ejecutivo Nacional y ejecutado por el Fondo de

Inversiones de Venezuela (FIV). El contrato de concesión suscrito entre SENECA y el

Ministerio de Energía y Minas (MEM), actualmente Ministerio de Energía y Petróleo (MEP),

firmado en Julio de 1998, con fundamentos en la Ley Orgánica Sobre Concesiones de Obras

SENECA

6

Públicas y Servicios Públicos Nacionales, establece las condiciones y términos de la

prestación, aparte de ser el instrumento fundamental que regula su actividad, adicional al

marco legal vigente, Ley Orgánica del Servicio Eléctrico promulgada en Diciembre del año

1999 y su reglamento, entre otros, ha otorgado a la empresa eléctrica una concesión de 50

años de distribución exclusiva y otra de 10 años de generación exclusiva.

Dicho proceso se llevó a cabo por medio de una licitación internacional que se basó en

la venta del 70 % de las acciones Clase “A” de SENECA, resultando ganador la empresa

norteamericana CMS Energy con base en la ciudad de Michigan, USA, quien adquirió dichas

acciones de la empresa eléctrica a través de su filial ENELMAR C.A, y comenzó a operar en

Octubre del año 1998. Adicionalmente fueron ofrecidas un 20% de las acciones en el

Programa de participación Laboral y el 10% restante fueron ubicadas en el mercado de

capital interno para la participación del público en general.

3.3. Corporación CMS Energy

Mediante la ejecución del proceso de privatización de los activos de SENECA, la

Corporación CMS Energy pasó a constituirse como el principal accionista de la empresa.

CMS Energy es una compañía internacional de energía con proyectos significativos en todo el

mundo. Como una compañía de energía, las actividades comerciales de CMS abarcan cinco

áreas principales: generación de energía eléctrica, explotación y producción de gas y petróleo,

transmisión y almacenamiento de gas natural y operaciones de servicio de gas. CMS maneja y

opera a SENECA.

3.4. Organigrama

La empresa SENECA posee un organigrama de tipo vertical, donde las líneas de

mando vienen dadas de arriba hacia abajo, con el nivel de más alta jerarquía ubicado en la

parte superior, siendo el mismo la Dirección General, la cual es la responsable de la dirección

7

y administración de todos los recursos disponibles, para la consecución de los objetivos de la

Empresa. Ésta es apoyada y asesorada por cinco áreas que guardan estrecha relación entre sí,

siendo tan importantes unas como otras ya que de su buen funcionamiento depende la

estabilidad de toda la Compañía.

Dirección deOperaciones

Técnicas

Dirección dede Administración

y Finanzas

DirecciónComercial

Dirección deLegal y

RelacionesCorporativas

Direcciónde Generación

DIRECCIÓN GENERAL

Figura 3.2. Organigrama General de SENECA 3.4.1. Dirección de Operaciones Técnicas: Es la encargada de evaluar integralmente el

comportamiento del sistema eléctrico del Estado al igual que de la formulación de políticas en

materia de distribución y mantenimiento. Valida estadísticas e indicadores relacionados con el

sistema eléctrico (Distribución, Generación y Transmisión) y evalúa desarrollos tecnológicos,

costos, recuperación de materiales y equipos, etc. La dirección esta conformada por las

siguientes áreas:

• Gerencia de Operaciones y Mantenimiento.

• Departamento de Estudios y Planificación.

• Departamento de Ingeniería y Obras.

8

AsistenteAdministrativo

CoordinaciónAdministrativa

Dpto. deEstudios y

Planificación

Dpto. deIgenieríay Obras

Dpto. deOperaciones

Dpto. deMantenimiento

Gerencia deOperación y

Mantenimiento

DIRECCIÓN DEOPERACIONES

TÉCNICAS

Figura 3.3. Organigrama de la Dirección de Operaciones Técnicas 3.4.2. Dirección de Administración y Finanzas: Es el área que registra y controla todas las

operaciones financieras, contables, y administrativas de la Empresa, observando el uso

adecuado de los recursos económicos y la mejor prestación de servicios al personal y soporte

interno a todas las áreas de la empresa. La Dirección de Administración y Finanzas esta

conformada por las siguientes Gerencias:

• Gerencia de Administración.

• Gerencia de Finanzas.

• Gerencia de Compras y Logística.

• Gerencia de Recursos Humanos.

• Gerencia de Tecnología Informática y Telecomunicaciones.

9


Gerencia deRecursosHumanos

Gerencia deAdministración

Gerencia deCompras yLogística

Gerencia deFinanzas

Gerencia deInformática

Gerencia deSeguridadIndustrial

DIRECCIÓN DEADMINISTRACIÓN

Y FINANZAS

Figura 3.4. Organigrama de la Dirección de Administración y Finanzas 3.4.3. Dirección Comercial: Es la responsable de proveer un servicio comercial de calidad a

los clientes, así como, de satisfacer las expectativas y necesidades del mismo, mejorar la

gestión financiera y lograr que los clientes perciban que las tarifas reflejan costos de una

gestión empresarial eficiente que satisface sus requerimientos de servicios comerciales. La

Dirección Comercial es apoyada por:

• Gerencia de Atención al Cliente.

• Gerencia de Mercadeo Corporativo.

• Gerencia de Crédito y Cobranza.

• Gerencia de Gestión Técnica.

Además, cuenta con oficinas comerciales en las localidades de Porlamar, La Asunción,

Juan Griego, Isla de Coche, Boca del Río, Villa Rosa y en el área Comercial de su Sede

Principal (Pampatar).

10


Administracióndel Open SGC

Gerencia deCrédito yCobranza

Gerencia deAtención al

Cliente

Gerencia deMercadeo

Corporativo

AdministraciónComercial

Dpto. deSoporte de

GestiónComercial

Gerencia deGestiónTécnica

DIRECCIÓNCOMERCIAL

Figura 3.5. Organigrama de la Dirección Comercial 3.4.4. Dirección de Legal y Relaciones Corporativas: Es la responsable de mantener las

actividades de la Empresa dentro del marco legal establecido y realiza todos los trámites

requeridos por la legislación vigente, es responsable, además, de proyectar, fortalecer y cuidar

la imagen de la empresa, a través de los medios masivos de comunicación y de campañas

encaminadas a apoyar el afianzamiento de la imagen de la Empresa y sus relaciones con la

comunidad. Esta dirección está conformada por:

• Gerencia de Asuntos Legales.

• Coordinación de Comunicación y Relaciones con la Comunidad.


AbogadoAsesor

Asistente deComunicaciones

Coordinación deComunicaciones

DIRECCIÓN DELEGAL Y

RELACIONESCORPORATIVAS

Figura 3.6. Organigrama de la Dirección de Legal y Relaciones Corporativas

11

3.4.5. Dirección de Generación: Es la responsable del manejo del área de Generación, tanto

en la operación como en el mantenimiento de las unidades, para asegurar la producción de

energía con la demanda que requiera la Isla, cumpliendo para esto con las leyes del medio

ambiente y las normas internas y externas de Seguridad Industrial.


CoordinaciónAdministrativa

Dpto. deOperaciones

Dpto. deMantenimiento

DIRECCIÓNDE GENERACIÓN

Figura 3.7. Organigrama de la Dirección de Generación

3.5. Infraestructura Básica

En materia de generación la empresa dispone de la Planta Luisa Cáceres de Arismendi,

con una capacidad nominal instalada de 198 MW; y la Planta de Coche, con una capacidad de

6,5 MW. En cuanto a la infraestructura de distribución, SENECA cuenta con seis

subestaciones de 115 KV (S/E Luisa Cáceres, S/E Los Millanes, S/E La Asunción, S/E

Pampatar, S/E Los Robles y S/E Porlamar) y seis de 34,5 KV (S/E Boca de Río, S/E Las

Hernández, S/E Aeropuerto, S/E Conejeros, S/E Morropo y S/E Aricagua), además de cerca

de 100 Km de líneas de 115 KV, 90 Km en 34,5 KV y 984 Km en 13,8 KV, al igual que las

dos subestaciones de vinculación con el Sistema Interconectado Nacional en tierra firme

(Chacopata I y II, Estado Sucre), de las cuales una de ellas (Chacopata II) se encuentra

todavía inoperativa y desde la otra (Chacopata I) sale el cable submarino (una terna más un

conductor de reserva) con una capacidad nominal de 100 MW.

12

Figura 3.8 Sistema de subtransmisión–distribución de SENECA

13

3.6. Visión

La visión de la empresa es ser reconocida en los próximos años como la empresa de

servicios eléctricos más eficiente del país y líder en el desarrollo de su comunidad, por la

calidad de su tecnología, la competencia de su recurso humano y por su permanente

orientación a satisfacer las necesidades del mercado y a promover el desarrollo económico y

social del estado Nueva Esparta.

3.7. Misión

Proveer servicios energéticos buscando soluciones que satisfagan las necesidades de

sus clientes, apoyándose en la ética, tecnología y desarrollo de su personal y proveedores,

optimizando los recursos y resultados, a fin de promover el bienestar y crecimiento de la

comunidad.

3.8. Valores Corporativos

3.8.1. Ética y conducta impecables

Todos los empleados de SENECA interactuarán con sus clientes, reguladores,

funcionarios públicos, vendedores y compañeros de trabajo con el más alto nivel de ética y

conducta.

3.8.2. Satisfacción del Cliente

SENECA se esforzará constantemente en darle a sus clientes la mejor atención y

calidad en los productos. SENECA escuchará las preocupaciones de sus clientes y reguladores

a fin de adaptar el negocio para entregar un producto con nuestras expectativas de mercado.

14

3.8.3. Productividad

Uno de los retos que debe asumir la empresa en busca de su permanente crecimiento y

desarrollo es lograr los niveles óptimos de productividad, que hagan del negocio una actividad

eficiente, eficaz y rentable. Esto asegura además, el cumplimiento de sus obligaciones y

responsabilidades con su personal, sus clientes y la comunidad en general.

3.8.4. Desarrollo de los Empleados

La compañía tiene la obligación de entrenar y capacitar a sus empleados, a fin de

alcanzar un nivel de trabajo competente y motivado. Las políticas de la compañía,

procedimientos y programas deben ser flexibles y efectivos, Para que a los empleados que

tengan el entusiasmo de contribuir tanto con el éxito de la compañía como con el crecimiento

personal, les sea dada la oportunidad de crear valor y desarrollar su creatividad.

3.8.5. Seguridad

SENECA establecerá condiciones de trabajo y la prestación del servicio eléctrico que

brinden seguridad a sus empleados y al público en general con la más alta consideración.

Estará consciente y actuará de acuerdo a las normas de seguridad, sentido común y a las

disposiciones de política general para la conservación del medio ambiente.

3.8.6. Crecimiento y Desarrollo del Negocio

Conciente del vínculo innegable entre el éxito de la compañía y el éxito de la

comunidad a la que sirve, la empresa a través de su personal persigue continuamente mejorar

la calidad de sus servicios y el medio ambiente del negocio en general, a fin de atraer nuevos

negocios y expandir los existentes, para promover el desarrollo económico de la comunidad

neoespartana.

15

CAPÍTULO 4: ASPECTOS TEÓRICOS

4.1. Calidad del Servicio Eléctrico

En los últimos años, la Calidad de Servicio Eléctrico se ha transformado en un tema de

gran importancia, debido a la incorporación masiva de la electrónica de potencia y cargas no

lineales en el sistema. La misma es relevante tanto para las empresas proveedoras de

electricidad como para los consumidores o usuarios finales de este servicio, dada la diversidad

de aspectos técnicos y comerciales involucrados en el suministro.

Éste es un término utilizado para referirse al estándar de calidad que debe tener el

suministro eléctrico de las instalaciones, en términos de: Tensión o voltaje constante y de

forma sinusoidal, frecuencia de oscilación constante, mínimas perturbaciones (armónicos,

parpadeos).

Figura 4.1 Objetivo y atributos del suministro eléctrico El cumplimiento o no de los patrones anteriores es lo que determina que el suministro

sea de calidad. Algunos de los factores que pueden degradar la calidad de la onda son:

- Perturbaciones de origen externo del sistema eléctrico.

- Perturbaciones por fallas en componentes del sistema.

- Perturbaciones por maniobras en el sistema de suministro.

- Cambios en el estado del funcionamiento del sistema.

16

- El funcionamiento de cargas cuya operación normal distorsiona las ondas de corriente

y tensión [3].

Debido a este último factor hay que aclarar que existen dos tipos de cargas: las lineales

o aquellas alimentadas con tensión sinusoidal que demandan una corriente sinusoidal, y las no

lineales, alimentadas por tensión senoidal que demandan una corriente no senoidal.

Entre las cargas no lineales más frecuentes podemos mencionar:

- Hornos de arco y de inducción.

- Saturación de transformadores, reactores, máquinas y otras cargas.

- Sistemas de iluminación convencionales (fluorescentes).

- Compensadores estáticos de reactivos (SVC).

- Motores controlados mediante rectificadores, choppers, inversores, etc.

- Equipos electrónicos con fuentes conmutadas (televisores, computadoras,

impresoras, etc) [3].

Por otro lado, la Calidad del Servicio Eléctrico tiene las siguientes implicaciones:

- Permite valorar y jerarquizar el servicio eléctrico.

- Permite proteger y dar confiabilidad a las cargas.

- Es una responsabilidad compartida y un activo tanto de las empresas de servicio

eléctrico como de los consumidores.

- Obliga a planificar, diseñar, operar y supervisar tanto el sistema de suministro como

los sistemas asociados (cargas) para obtener los niveles de calidad que exigen los requisitos

operativos así como las normas y reglamentos. Por ello requiere de una activa participación de

los consumidores en la mayoría de las etapas de crecimiento del sistema eléctrico [3].

17

4.2. Armónicos

4.2.1. Descripción

Los armónicos son oscilaciones de corriente/tensión que aparecen en presencia de

cargas de comportamiento no lineal. Estas al mezclarse con las ondas sinusoidales

fundamentales las deforman. Por lo tanto los voltajes y las corrientes en una red eléctrica en

régimen permanente, pueden ser descritos teóricamente como la suma de infinitas cantidades

de sinusoides con diferentes amplitudes, frecuencias y cambios de fases (relacionados con la

fundamental).

Figura 4.2 Onda distorsionada En general:

)cos(..2...)cos(..2)cos(..2)( 111

nnKK

n

knwtFwtFFokwtFFotf ϕϕϕ −++−+=−+≈ ∑

=

donde:

Fo: es la componente de corriente contínua.

F1: la componente de frecuencia fundamental (valor rms).

F2, F3,…,Fn: las componentes armónicos (valores rms).

φk: Desfasaje de las componentes.

18

En una red eléctrica de potencia libre de armónicos únicamente existe la llamada

fundamental (por ejemplo, en Venezuela 60 Hz), y los voltajes o corrientes pueden ser

descritos como una sinusoide que consta de una amplitud y una frecuencia. Si hay otras

frecuencias presentes además de la fundamental, entonces dichos voltajes y corrientes son

descritos como un número de sinusoides de diferentes amplitudes y frecuencias.

Como se menciono anteriormente los armónicos se deben a la no linealidad de ciertos

componentes y cargas presentes en la red, y es debido a ello que aparecen nuevas frecuencias

y amplitudes, que sumadas a la fundamental y la distorsionan. Sabemos que tanto los

resistores, inductores, y condensadores son dispositivos lineales, los que producen al

conectarse al sistema de potencia AC, una corriente sinusoidal. Sin embargo, la corriente no

sinusoidal ocasionada por las fuentes no lineales puede ocasionar la distorsión armónica en el

voltaje del sistema, lo que puede ocasionar problemas para otros dispositivos.

Hoy en día son necesarios ciertos métodos para reducir los armónicos, debido a tres

razones principales:

1. La proliferación en el uso de los convertidores estáticos de potencia.

2. Las resonancias de red han aumentado.

3. Las cargas del sistema de potencia son cada vez más sensibles a los armónicos, es

decir, basan su funcionamiento en que la onda debe ser sinusoidal [20].

19

Figura 4.3. Flujo normal de corrientes armónicas

Podemos observar como el flujo normal de las corrientes armónicas, sin bancos de

condensadores, va desde la carga no lineal hacía le red de suministro, ello porque estas fluyen

hacia donde encuentran las impedancias más bajas.

Usualmente las amplitudes de los armónicos son decrecientes a medida que aumenta

su frecuencia. Por tal motivo, los armónicos de orden superior a 20 rara vez suelen tener

efectos importantes sobre la red y receptores contiguos (salvo resonancias).

La introducción de convertidores de potencia confiables y eficientes ha ocasionado un

aumento elevado en el número de dispositivos generadores de armónicas lo que ha resultado

en su propagación sobre todo el sistema de potencia. La mayor aplicación de ellos está en los

dispositivos variadores de velocidad para el control de motores. Estos dispositivos estáticos se

usan ahora en los motores industriales, ofreciendo mayor eficiencia, mejor control de la

velocidad, y mayor operación libre de mantenimiento comparado con otros dispositivos

convencionales. Los tipos de convertidores mas comunes en la industria son el rectificador,

convertidor de potencia ac en dc, y el inversor que convierte de potencia dc a ac.

20

4.2.2. Resonancia

Por otro lado, el fenómeno de los armónicos es agravado frecuentemente por la

tendencia actual de instalar capacitores para mejorar el factor de potencia o regular el voltaje

(anteriormente resultaba más económico transportar los reactivos para estos fines por las

redes eléctricas), esto debido a que ellos se instalan en paralelo con la inductancia del sistema

eléctrico del cliente, y puede producirse una condición resonante a la frecuencia dada por

(despreciando el valor de R):

CLfr

∗∗∗=

π21

donde L representa la inductancia asociada a la reactancia de línea (ligada con el nivel de

cortocircuito en por unidad) en el Punto de Acoplamiento Común o punto de interconexión

del cliente a la red de distribución, y la C representa la capacitancia del condensador a

instalar.

Figura 4.4. Instalación de condensador

min

1NCC

X máxCC =−

En este estudio se realizó una verificación preliminar y preventiva, debido a que se

determinó la frecuencia a la que pudiera existir resonancia paralelo.

QcKVA

fofr CC.=

C

21

donde:

fr: Frecuencia de resonancia.

fo: Frecuencia fundamental

KVAcc: Potencia de Cortocircuito en el punto de instalación del condensador.

Qc: Potencia reactiva capacitiva a instalar [3].

En el caso de resonancia serie, estamos en presencia de un circuito RLC conectado en

serie con la fuente de tensión. Para la frecuencia de resonancia, este circuito ofrece la mínima

impedancia, solo resistiva (R), y la intensidad de la corriente alcanza el máximo. Las

corrientes oscilatorias al fluir por las impedancias generan voltajes armónicos que

distorsionará irremediablemente la onda que circulará por el resto del sistema [4].

Para la resonancia en paralelo, tanto la resistencia, el condensador y la bobina están

conectados en paralelo con la fuente de tensión alterna. El circuito oscilante opone entonces a

la fuente la impedancia máxima, o lo que es igual una admitancia mínima (1/R), entonces al

pasar una pequeña corriente, se generan valores de tensión elevados.

Por ejemplo, si una corriente armónica es inyectada (desde un convertidor estático de

potencia) con una frecuencia cercana a la resonante, puede entonces circular una alta corriente

oscilante, la que podría dañar el fusible de los condensadores y producir voltajes armónicos

altos.

En el sistema de potencia, las corrientes armónicas son uno de los principales

inconvenientes existentes, ocasionando recalentamiento y pérdida de vida útil. Esto referido a

motores o transformadores. El impacto es aún mayor cuando la resonancia de la red amplifica

22

las corrientes armónicas. Los armónicos pueden también interferir en la operación de relés y

mediciones.

La distorsión armónica de voltaje puede ocasionar esfuerzos en el aislamiento de los

equipos, particularmente en condensadores. Cuando los armónicos deforman el voltaje en el

banco de condensadores, el voltaje pico puede ser lo suficientemente alto como para

ocasionar una descarga parcial, o efecto corona, dentro del dieléctrico del condensador. Esto

puede producir eventualmente un cortocircuito entre bornes y carcasa y hacer fallar al mismo.

Además del aumento en los generadores de armónicas y resonancias de red, las cargas

y los sistemas eléctricos también son aun más sensibles a los armónicos:

1. Computadoras: la computadora controla herramientas, máquinas, y los diversos tipos

de controladores digitales los cuales son especialmente susceptibles al armónico, así como

también a otros tipos de interferencia.

2. Los armónicos puede ocasionar daños calentando el dialéctico en cables subterráneos.

3. La medición de reactivos puede ser adversamente afectada por los armónicos.

4. Las fallas en bancos de capacitores son frecuentemente ocasionadas por los

armónicos.

5. Diseños menos conservadores para máquinas de rotación y transformadores, agravan

los problemas de calentamiento ocasionados por los armónicos. Los armónicos puede ser

especialmente problemáticos para los sistemas de comunicación.

4.2.3. Solución técnica para la reducción de armónicos (Filtros)

Algunas de las posibles soluciones para la eliminación o prevención de perturbaciones

armónicas en sistemas de potencia es el emplear filtros pasivos o activos.

23

Los filtros pasivos basan su funcionamiento en proporcionar a las corrientes armónicas

un camino de una impedancia mucho menor que la red exterior actuando como sumidero de

las mismas. Están formados por componentes pasivos (resistencias, condensadores y

reactancias), empleándose generalmente tres tipos [4]:

- Filtros tipo LC paralelo: Es un filtro que está sintonizado a una única frecuencia, formado

por una reactancia en serie con un banco de condensadores. Esta es la configuración de menor

costo pero exige una selección cuidadosa del valor de la reactancia, al objeto de no desplazar

la resonancia del sistema hacia un armónico particular [4].

- Filtro pasa alto (LCR o LR): Se emplea cuando las limitaciones en la emisión de armónicos

son más exigentes. Ello debido a que deben ser capaces de soportar el paso de la corriente de

todos los armónicos por encima de la frecuencia a la cual se sintonizan. Requieren un

dimensionamiento elevado de los equipos. El condensador puede resultar de un tamaño

excesivo, por esto se recurre a este tipo de filtros para órdenes superiores. Otra desventaja que

tiene son las pérdidas que se producen en las resistencias [4].

La combinación de ambos tipos de filtros resulta en muchas ocasiones una buena

solución, en las cuales los armónicos de menor orden se cancelan con filtros LC individuales

y los ordenes más elevados con un filtro LCR [4].

Los filtros activos se basan en la cancelación las corrientes armónicas generadas en la

carga mediante la inyección de las mismas corrientes armónicas pero en contrafase, de modo

que queden anuladas. El convertidor tiene la forma de un inversor que conecta la red de

corriente alterna con un sistema de almacenamiento de energía situado en el lado de corriente

continua. Dicho sistema de almacenamiento debe ser capaz de absorber o suministrar el

contenido de corriente armónica que corresponda en cada momento. El elemento almacenador

de energía puede ser un condensador o una inductancia. Este convertidor trabaja con PWM a

alta frecuencia, va dotado de un sistema de control cuya regulación hace un seguimiento de la

24

corriente de carga, determina el contenido de armónicos y genera las consignas de mando a

los semiconductores para conseguir su cancelación. Su potencia debe ser la correspondiente a

la potencia de distorsión asociada a los armónicos, aunque el consumo de potencia activa es

teóricamente nulo y prácticamente el debido a pérdidas en semiconductores, control, entre

otros [4].

Estos filtros permiten reducir el contenido armónico, mejorar el factor de potencia,

permite el funcionamiento estable a pesar de la variación de la impedancia de la red, así como

una variación rápida si cambia el orden o magnitud de los armónicos. Su desventaja principal

es su mayor costo, y las corrientes producidas pueden circular por otros componentes del

sistema.

Finalmente, existen los filtros híbridos que combinan las ventajas de los filtros activos

y pasivos, resultando un filtrado en un amplio rango de frecuencias y una compensación de la

energía reactiva.

4.2.4. Normativa Internacional empleada para la evaluación del grado de

contaminación armónica de la carga y los perfiles de tensión de los clientes evaluados.

Existe un efecto combinado de todas las cargas no lineales sobre el sistema de

distribución, las cuales tienen una capacidad limitada para absorber corrientes armónicas.

Adicionalmente, las compañías de distribución tienen la responsabilidad de proveer alta

calidad de abastecimiento en lo que respecta al nivel del voltaje y su forma de onda. IEEE 519

hace referencia no solo al nivel absoluto de armónicos producido por una fuente individual

sino también a su magnitud con respecto a la red de abastecimiento.

Se debe tomar en cuenta que la IEEE 519 está limitada por tratarse de una colección

de recomendaciones prácticas que sirven como guía tanto a consumidores como a

distribuidores de energía eléctrica.

25

El propósito de la IEEE 519 es la de recomendar límites de la distorsión armónica

según dos criterios distintos, específicamente:

1. Existe una limitación sobre la cantidad de corriente armónica que un consumidor

puede inyectar en la red de distribución eléctrica.

2. Se establece una limitación en el nivel de voltaje armónico que una compañía de

distribución de electricidad puede suministrar al consumidor.

El límite primario de los clientes individuales es la cantidad de corriente armónica que

ellos pueden inyectar en la red de distribución. Los límites de corriente se basan en el tamaño

del consumidor con respecto al sistema de distribución. Los clientes más grandes se restringen

más en porcentaje que los clientes pequeños. El tamaño relativo de la carga con el respecto a

la fuente se define como la relación de cortocircuito (SCR), al punto de acoplamiento común

(PCC), que es donde la carga del consumidor conecta con otras cargas en el sistema de

potencia, es decir, donde dicha carga está conectada al sistema eléctrico que lo alimenta. El

tamaño del consumidor es definido por la corriente total de frecuencia fundamental (IL) en la

carga, que incluye todas las cargas lineales y no lineales. Por otro lado, el tamaño del sistema

de abastecimiento es definido por el nivel de la corriente de cortocircuito (ISC) en el PCC.

L

SC

II

SCR =

Una relación alta significa que la carga es relativamente pequeña y que los límites

aplicables no serán tan estrictos como los que corresponden cuando la relación es más baja. A

continuación se muestra la tabla I que recomienda los límites máximos de distorsión armónica

en función del valor de SCR y el orden de la armónica, además de los niveles totales de

distorsión armónica para la demanda (TDD).

Hay que destacar que en la medición de la Distorsión Total Armónica (THD) que

registra el equipo utilizado, se toman en cuenta dos definiciones para representar el mismo,

26

una de ella es la Europea (THDe) y la otra es la Americana (THDu), donde cada se define

como:

Urmsuuuu

uuuu

uuuuTHDe

...

...

... 25

24

23

22

24

23

22

21

25

24

23

22 ++++

=++++

++++=

1

25

24

23

22 ...

uuuuu

THDu++++

=

y por otro lado el TDD se define de la siguiente manera:

máxIIuTHDeuTDDe

1

1*,, =

Tabla I. Límites de Corriente Armónica para Carga no lineal en el Punto Común de Acoplamiento (PCC) con otras cargas, para voltajes entre 120 – 69000 Volts.

Máxima Distorsión Armónica Impar de la Corriente, en % del Armónico fundamental

ISC/IL <11 11≤H<17 17≤h<23 23≤h<35 35≤h TDD <20* 4,0 2,0 1,5 0,6 0,3 5,0 20<50 7,0 3,5 2,5 1,0 0,5 8,0 50<100 10,0 4,5 4,0 1,5 0,7 12,0

100<1000 12,0 5,5 5,0 2,0 1,0 15,0 >1000 15,0 7,0 6,0 2,5 1,4 20,0

* Todo equipo de generación se límita a estos valores independientemente del valor de ISC/IL que presente

donde se asumió que el valor Irms tiende al valor fundamental, ello para poder definir el

TDDe de esa manera.

Además es importante aclarar que los armónicos pares se limitan al 25 % de los

límites de los armónicos impares mostrados anteriormente, y también que dichos valores de la

tabla se utilizan para evaluar mediciones tomadas en un tiempo superior a una hora, ya que

para períodos más cortos el límite aumenta un 50 %.

Sin embargo hay que destacar que los límites de distorsión dados en la tabla 3.6 son

permitidos con tal que el transformador utilizado por el cliente no se someta a armónicos que

27

sobrepasen el 5% de la corriente nominal del TRX como lo establece la norma

ANSI/IEEE C57.12.00, es decir:

..........2

42

32

2 +++= IIII RMSh

nomTRXhRMS ImáxIuTDDeI %.5).,( 1 ≤=

De no cumplirse está condición hay que verificar que cada una de las corrientes que

componen la RMShI no sobrepasen ese 5%, por lo tanto:

nomTRXII %.53 ≤ ; nomTRXII %.55 ≤ ;.....

El segundo conjunto de criterios establecido por IEEE 519 se refiere a los límites de

distorsión de voltaje. Estos rigen la cantidad de distorsión aceptable en el voltaje que entrega

la compañía en el PCC del cliente. Los límites armónicos de voltaje recomendados se basan

en niveles lo suficientemente pequeños como para garantizar que el equipo de los suscriptores

opere satisfactoriamente.

Tabla II. Límites de distorsión de Voltaje según IEEE 519

Igualmente estos límites están dados para mediciones con más de una hora de

duración, para períodos más cortos aumentan su límite en un 50%. Además es importante

notar que dichos límites disminuyen cuando el voltaje aumenta y también los armónicos pares

individuales se limitan a un 25% de los límites de las armónicas impares; ambas cosas al

igual que para los límites de corrientes.

4.2.5. Normativas Nacionales

En la actualidad en Venezuela, existen normas de Calidad de la energía provisionales,

es decir, que todavía no han sido aprobadas en su totalidad. Sin embargo, muchas de las

Distorsión total de Voltaje THD (%)5,02,51,5

Distorsión individual de Voltaje (%)3,01,51,0

Voltaje de barra en el PCCHasta 69 KV

De 69 KV a 137,9 KV138 KV y más

28

empresas privadas y gobiernos estatales poseen normas que garantizan al cliente una óptima

calidad de energía eléctrica.

El Comité de Electricidad de Venezuela (CODELECTRA) es el encargado de la

elaboración de estas normas [4].

4.2.6. Normas de la empresa, SENECA.

Con la privatización del Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta se elaboraron

normas de Calidad de Servicio Eléctrico, por lo cual la compañía debe mejorar en corto

tiempo las deficiencias existentes en el sistema. Tanto el Ministerio de Energía y Petróleo

(MEP) como la Mancomunidad de Energía y Gas del Estado Nueva Esparta (MEGANE) son

los entes responsables de actuar como reguladores ante la empresa eléctrica, velando por el

cumplimiento de las normas de calidad.

En cuanto los niveles de referencia para tensiones armónicas presentes en los puntos

de suministro (tasas de distorsión individual y total de las tensiones armónicas medidas en

valor eficaz cada 10 minutos), no deberán sobrepasar los niveles de referencia indicados en la

tabla 4.3 para puntos de suministro en BT (U<1KV), durante más del 5 % del tiempo total del

período de medición. Los niveles de referencia son obligatorios para las armónicas hasta el

orden 40 inclusive. La tasa de distorsión total se define así:

∑=

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

40

2

2

1i UUiTDT

29

Tabla III. Niveles de referencia para las armónicas de tensión en BT (U<1KV)

5 6 3 5 2 27 5 9 1,5 4 111 3,5 15 0,3 6 0,513 3 21 0,2 8 0,517 2 >21 0,2 10 0,519 1,5 12 0,223 1,5 >12 0,225 1,5

>25 0,2+0,5x25/n

ParesOrden de la armónica (n)

% respecto a la fundamental

Tasa de distorsión total: TDT 8%

Impares no múltiplos de 3Orden de la armónica (n)


Impares múltiplos de 3Orden de la armónica (n)


4.3. Compensación Capacitiva

4.3.1. Descripción

La compensación capacitiva es un proceso de instalación de condensadores eléctricos,

con la finalidad de mejorar el factor de potencia, el cual es simplemente el nombre dado a la

relación existente entre la potencia activa (KW), y la potencia aparente (KVA) que se obtiene

de las líneas de alimentación.

22 QPP

SPFP

+==

Las cargas industriales en su naturaleza son de carácter reactivo a causa de la

presencia principalmente de equipos con motores. Este carácter reactivo obliga que junto al

consumo de potencia activa (KW) se sume el de una potencia llamada reactiva (KVAR), las

cuales en su conjunto determinan el comportamiento operacional de dichos equipos, es decir,

su demanda asociada (KVA).

22 QPS +=

Esta potencia reactiva ha sido tradicionalmente suministrada por las empresas de

electricidad, aunque pueden ser suministrada por las propias industrias. Sin embargo, al ser

suministrada por las empresas eléctricas deberá ser producida y transportada por las redes,

30

ocasionando necesidades de inversión en capacidades mayores de los equipos y redes de

transmisión y distribución.

En la práctica, cuando la cantidad de equipos que necesitan de la potencia reactiva

para producir el flujo magnético que los pone en funcionamiento se hace apreciable, se

produce una disminución del factor de potencia que hay que tomar en cuenta, ya que ello

acarrea un alza en la facturación del cliente, consecuencia de un aumento de la demanda del

mismo. Esto a su vez es una forma para que las empresas de electricidad a nivel nacional e

internacional hagan reflexionar a las industrias sobre la conveniencia de generar o controlar su

consumo de energía reactiva, facturando en Bs./KVA, es decir, cobrándoles por capacidad

suministrada en KVA (donde se incluye el consumo de reactivos (KVAR)).

Un alto consumo de energía reactiva puede producirse como consecuencia

principalmente de:

• Un gran número de motores.

• Una sub-utilización de la capacidad instalada en equipos electromecánicos, por una

mala planificación y operación en el sistema eléctrico de la industria, aparte de un mal estado

físico de la red eléctrica y de los equipos de la misma.

En síntesis, algunos de los inconvenientes que se producen cuando un cliente tiene un

bajo factor de potencia son:

Al suscriptor:

• Aumento de la intensidad de corriente en sus instalaciones eléctricas.

• Pérdida en los conductores y fuertes caídas de tensión.

• Incremento de potencia en transformadores, así como reducción de su vida útil y de la

capacidad de conducción de los conductores.

• La temperatura de los conductores aumenta y esto disminuye la vida útil de su

aislamiento.

31

• Aumentos en sus facturas por consumo de electricidad.

A la empresa eléctrica:

• 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 de esta energía reactiva.

• Elevadas caídas de tensión, lo cual puede afectar la estabilidad de la red eléctrica.

Por último, es importante mencionar que existen dos tipos de compensación: fija y

variable, dependiendo cada una de ellas a la invariabilidad o variabilidad de la curva de carga

respectivamente.

4.4. Seguridad industrial

La misión primordial de la empresa es satisfacer las necesidades y expectativas de

cada uno de sus clientes, prestándoles un servicio seguro y de calidad. Para ello se requiere la

aplicación de procesos de mejora continua en cada uno de los sistemas de trabajo de dicha

compañía.

Dentro de este contexto, SENECA está profundamente comprometida con la

prevención de los accidentes, los cuales no sólo afectan la salud y la seguridad de su personal,

y por ende su bienestar, sino que también aumenta los costos innecesarios de producción y la

merma de calidad, además de que causan daños materiales a las instalaciones y a los equipos

que las componen.

Para la realización de este estudio se tomaron como punto de partida todas las

mediciones de campo necesarias, para posteriormente entrar en los detalles pertinentes. Por

ello hay que tomar en cuenta que el personal de SENECA al realizar operaciones de campo

toma en cuenta las siguientes previsiones:

32

• Los empleados deben acordar con el Jefe de Área / Supervisor antes de comenzar con

el trabajo, para asegurar el cumplimiento de los requerimientos especiales de seguridad.

• El Supervisor o empleado a cargo es responsable de llevar a cabo sesiones de

información antes de comenzar con el trabajo, como así también inspecciones de

herramientas, equipos y áreas de trabajo.

• El Supervisor o empleado a cargo es también responsable de observar con sumo

cuidado el trabajo que se realiza para detectar o prever cualquier riesgo u operaciones

peligrosas.

• Antes de comenzar con el trabajo, cada empleado deberá comprender totalmente la

tarea a realizar, su parte en la obra y las reglas de seguridad a aplicar.

• Cuando varios empleados trabajan juntos, se deberá llevar a cabo una reunión para que

todos los miembros comprendan los procedimientos a seguir.

Una de las actividades que frecuentemente realiza el personal que labora en campo

dentro de la empresa es la de consignación de una instalación. Los pasos que la componen se

consideran tan importantes que han sido bautizadas como las cinco reglas de oro dentro de la

misma:

1. Abrir con corte visible todas las fuentes de tensión mediante interruptores y

seccionadores que aseguren la imposibilidad de su cierre intempestivo.

2. Enclavamiento o bloqueo, si es posible, de los aparatos de corte y señalización en el

mando de éstos.

3. Reconocimiento de la ausencia de tensión.

4. Verificar puesta a tierra y en cortocircuito de todas las posibles fuentes de tensión.

5. Colocar las señales de seguridad adecuadas, delimitando la zona de trabajo.

Por otro lado es importante destacar que las clases de instalaciones que se consideran

en la empresa están divididas según los niveles de tensión que en ella se maneje, es decir:

33

• Instalaciones eléctricas de Muy Baja Tensión: Son instalaciones cuya tensión está

comprendida entre 0 y 50 V, en corriente continua o igual valor eficaz entre fases en corriente

alterna.

• Instalaciones eléctricas de Baja Tensión: Son instalaciones cuyas tensiones

nominales sean superiores a 50V y hasta 1000 V en corriente continua o igual valor eficaz

entre fases en corriente alterna.

• Instalaciones eléctricas de Media Tensión: Son instalaciones cuyas tensiones

nominales sean superiores a 1.000 V y hasta 33.000 V inclusive.

• Instalaciones eléctricas de Alta Tensión: Son instalaciones cuyas tensiones

nominales sean superiores a 33.000 V.

Es relevante también tomar en cuenta al momento de estar trabajando o haciendo

alguna maniobra en cualquiera de las instalaciones antes descritas varios de los equipos de

protección personal que se deben utilizar para cumplir a cabalidad con el compromiso

adquirido por esta empresa (ella se encarga de proveer dichos equipos de protección) en

cuanto a la seguridad se refiere. Entre ellos podemos mencionar:

• Protección de la cabeza: Todos los empleados deben usar el casco de seguridad

cuando estén trabajando en tareas de construcción, mantenimiento u operación, incluyendo

inspecciones y observaciones donde la cabeza no esté expuesta a lesiones.

• Protección Visual: Ésta debe ser usada por todos los empleados que trabajen en la

construcción, mantenimiento o actividades de operación, incluyendo inspecciones y

observaciones, que podrían exponer a la vista a lesiones, aún cuando estén dirigidas por un

supervisor o empleado a cargo.

• Protección de Pies (aislante): Se recomiendan zapatos con punteras de seguridad

para evitar lesiones en dedos y pies; de lo contrario, se puede usar calzado de seguridad junto

con otras protecciones de acuerdo a la evaluación de riesgo que se haga. En todo momento se

34

debe usar el calzado para proteger los pies de abrasiones, raspaduras, contusiones, pinchazos

y quemaduras.

• Protección de Manos (aislante): Para ciertas tareas se proveen de guantes de trabajo

(diseñados de goma). Éstos se deben usar cuando exista la posibilidad de lesiones de manos.

• Protección de Oídos: Se recomienda que los empleados usen sus protectores de oído

cuando estén en áreas donde puedan estar expuestos a un nivel de ruido superior a los 85 dB o

mayor durante un turno promedio de 8 horas.

En general, cuando se trabaja en forma directa con conductores energizados o piezas

expuestas de equipamiento energizado, la protección requerida es la siguiente:

Tabla IV. Protección para Sistemas Aéreos Energizados Aislados

Tabla V. Protección para Sistemas Aéreos Desenergizados

De 220 a 33000 V inclusive

Mangas y guantes de goma y: a. La fuente normal abierta y rotulada b. Las pruebas de línea desenergizadas (5 reglas de oro)

De más de 33000 a 500000 V inclusivePara instalaciones de distribución: Mangas y guantes de goma y herramientas para línea energizada

Tensiones a tratar (Fase-Tierra) Protección requerida

De 220 a 7620 V inclusive Mangas y guantes de goma

Más de 7620 a 33000 V inclusive

Mangas y guantes de goma más el uso de: a) Plataforma aislada o b) Dispositivo de aislamiento aislado o c) Herramientas para línea energizada

Más de 33000 V hasta 132000 V inclusivePara instalaciones de distribución: Mangas y guantes de goma y herramientas para línea energizada

Más de 132000 V hasta 500000 V inclusive Guantes de goma y herramientas para línea energizada (Trabajo a Potencial)


35

Tabla VI. Protección para Sistemas Subterráneos

Otro aspecto bastante importante en todos los trabajos realizados en instalaciones

eléctricas está relacionado con las distancias mínimas de trabajo (distancia de seguridad) entre

el operario y todos los conductores y equipos energizados con los que no se trabaja, es decir,

con aquellos que se encuentran cercanos al sitio donde se está trabajando.

Tabla VII. Distancias de Seguridad

Nivel de Tensión Distancia Mínima Hasta 24 V Sin restricción Hasta 1 KV 0,80 m

Más de 1 KV hasta 33 KV 0,80 m Más de 33 KV hasta 66 KV 0,90 m más de 66 KV hasta 132 KV 1,50 m más de 132 KV hasta 150 KV 1,65 m más de 150 KV hasta 220 KV 2,10 m más de 220 KV hasta 330 KV 2,90 m más de 330 KV hasta 500 KV 3,60 m

Es importante respetar estos límites de seguridad ya que de no ser así se pueden sufrir

una descargas eléctricas (circulación de corriente) que pueden generar daños apreciables en

los operarios.

De 220 a 7,6 KV inclusivea. Mangas y guantes de goma. b. Guantes de goma solamente cuando se realizan maniobras en baja tensión

Más de 7,6 KV

a. Mangas, guantes de goma y herramientas para línea energizada. b. Guantes de goma y herramientas para línea energizada cuando se realizan maniobras o cuando se instala y se quita puesta a tierra.


36

Tabla VIII. Efectos de la Corriente

Adicionalmente es de notar que existen también reglas de seguridad en oficinas, las

cuales son una obligación para todos los niveles de la empresa, sin importar cual sea su

función o cargo, las cuales tienen como misión fundamental alcanzar el bienestar individual y

grupal de las personas que la integran. Dentro de estas reglas destacan las siguientes:

• Al subir o bajar de las escaleras, los empleados deben usar el pasamanos.

• No se permite correr en los pasillos o áreas de trabajo.

• No usar cajas, muebles u otras plataformas improvisadas para alcanzar objetos. Usar

una escalera o banco diseñado con ese fin.

• Todas las áreas se mantendrán libres de riesgo de tropiezo tales como cables de

teléfono, prolongadores, cajas de cartón, muebles o elementos.

Finalmente se puede decir que existen muchas otras normativas de seguridad, sin

embargo, se comentan las que se consideraron más relevantes para el trabajo que se realizó,

por ello se puede afirmar que los accidentes en SENECA y cualquier otra empresa no tienen

Intensidad Efecto1 Miliamper No produce ninguna sensación ni mal efecto

1 a 8 MiliamperesProduce choque indoloro y el individuo puede soltar avoluntad los conductores porque pierde el control de losmúsculos

8 a 15 Miliamperes Produce choque doloroso pero sin pérdida del controlmuscular

15 a 20 Miliamperes

Choque doloroso, con pérdida del control de los músculosafectados. El individuo no puede soltar losconductores.Puede perecer si se prolonga el tiempo decontacto.

20 a 50 Miliamperes Choque doloroso, acompañado de fuertes contraccionesmusculares y dificultad para respirar

50 a 100 MiliamperesFibrilación ventricular, es decir, pérdida de coordinación delas contracciones del corazón. No tiene remedio y matainstantáneamente.

100 a 200 Miliamperes Mata siempre a la víctima por fibrilación ventricular

200 o más Miliamperes Quemaduras graves y fuertes, contracciones muscularesque oprimen el corazón y lo paralizan durante el choque.

37

que ocurrir si cada empleado ejercita un buen criterio y sigue las reglas establecidas para la

realización de alguna tarea en particular.

4.5. Analizadores de Red (Sistemas Unipower)

Son equipos de alta calidad y mucha exactitud que brindan un completo rango de

mediciones sobre la demanda de un sistema determinado, con un gran número de aplicaciones

posibles y de fácil uso. Estos equipos pueden realizar una amplia gama de mediciones entre

las que destacan las siguientes:

• Voltajes

• Corrientes

• Potencia Activa, Reactiva y Aparente de acuerdo a los métodos de 1, 2 y 3 Vatímetros,

incluyendo el factor de potencia.

• Frecuencia: 2,5 Hz hasta 500 Hz

• Consumo de Energía Activa y Reactiva

• Pulsos

• Análisis en tiempo real

• Análisis de Armónicos

• Análisis de las corrientes de Inrush

Como se mencionó anteriormente, la medición de la Distorsión Total Armónica

(THD) que registra el equipo, toma en cuenta dos definiciones para representar el mismo, una

de ella es la Europea (THDe) y la otra es la Americana (THDu). Debido a estas definiciones

podemos afirmar que el THDu va a ser normalmente un valor más grande que el THDe, ya

que este último en su denominador toma en cuenta la contribución de todas las componentes

distintas a la fundamental.

Para la evaluación y documentación de las mediciones, se pueden analizar las

variables en forma gráfica desde el programa PowerProfile (figura 4.6), que es un software

38

desarrollado por Unipower y está especialmente diseñado para evaluar, analizar y documentar

mediciones hechas con los diferentes sistemas, entre los que se pueden nombrar el DIP 8000

(empleado en la ejecución del presente proyecto, el mismo tiene su propio software) y el

UNILIZER 900F. El software asociado al DIP 8000 (figura 4.7) nos permite transferir la

información recaudada en los puntos de medición hacia la PC, además de realizar la

configuración del mismo y exportar la información a hoja de cálculo (EXCEL), entre otros.

Para efectuar las mediciones con estos equipos, se utilizan tanto transductores de

corriente (figura 4.5) como de voltaje, los cuales son dispositivos que permiten realizar

distintas mediciones en el sistema, además poseen una salida proporcional a la entrada, que

puede ser utilizada como señal de tarjetas de adquisición de datos.

Figura 4.5 Transductor de corriente (rojo).

39

Figura 4.6 Software PowerProfile

Figura 4.7 Software DIP 8000

4.5.1. Conexión de los Analizadores de red

Antes de realizar cualquier medición con estos equipos hay que tener en cuenta el

siguiente esquema:

40

Hay 4 métodos diferentes:- Configuración Rápida- Pre-establecida- Configuración vía PC- Configuración vía Turn&Click

Análisis en tiempo real: En elsitio se puede conectar una PCy estudiar formas de onda, dia-grama de fasores y valores ins-tantáneos.

4. EVALUACIÓN: Después de completar lasmediciones, la data es trasferida a la PC para

su evaluación y ejecución de los reportesrequeridos.

3. CONEXIÓN: En el sitio, lostransductores son conectados y

la medición es iniciada.

2. CONFIGURACIÓN: Se configura paramedir de acuerdo a las exigencias, ya seaen la oficina o en el sitio donde se va a

realizar la medición.

1. PLANIFICACIÓN: Se escogecual medición es la apropiaday cual transductor se necesita.

Figura 4.8 Esquema de medición para los equipos Unipower

En las mediciones de potencia es de suma importancia la conexión de los

transductores de voltaje y corriente de acuerdo a una referencia conocida. Es importante

conocer en que dirección fluye la energía (siempre hacia la carga). A continuación se muestra

las conexiones utilizadas para realizar las mediciones de la misma:

Rojo Negro Rojo Negro Transductor Transductor de de Corriente Voltaje

Figura 4.9 Medición de potencia con método de un vatímetro

Carga

L1

N

41

Figura 4.10 Método de los dos vatímetros

Figura 4.11 Método de los tres vatímetros

Carga

L1L2L3

U1 (Canal 1)

U3 (Canal 3)

I2 (Canal 2)

I4 (Canal 4)

Transductor de voltaje

Transductor de corriente

L1L2L3

U1 (Canal 1)

U3 (Canal 3)

I2 (Canal 2)

I4 (Canal 4)

N

U5 (Canal 5) I6

(Canal 6)

Carga

42

CAPÍTULO 5: GRUPO DE ESTUDIO

5.1. Selección de clientes

Los grandes clientes del Estado Nueva Esparta que se seleccionaron fueron aquellos

con fuertes cargas motoras y con pocos transformadores, esto debido a que cuando el cliente

posee esta primera característica tiende a tener apreciables requerimientos de potencia

reactiva (KVAR) que como se menciono anteriormente producen una disminución del FP,

por lo que son propensos a ser compensados. Por otro lado, el que tengan pocos

transformandores permite recaudar la data con cierta rapidez, ya que para el estudio se

necesita la curva de carga (1 semana en promedio) a la salida de cada uno de ellos, con sus

respectiva medición de armónicos (para observar el efecto sobre los TRX), además de la

misma curva en el punto de medición si el mismo cuenta con más de uno (esto para descartar

problemas de armónicos tanto sobre la red como en el suministro), y la empresa solo cuenta

actualmente con cinco (5) equipos analizadores de red, de los cuales solo dos (2) miden los

armónicos.

A continuación se presenta una tabla resumen de los clientes estudiados, la cantidad de

transformadores que presentan y la demanda contratada que registran:

Tabla IX. Clientes estudiados

Clientes Nº de

Transformadores Demanda Contratada

(KVA) Hielos Pta de Piedra 1 400 Alimentos el Faro 1 700

Hielos Johnny 1 150 Pescandina 1 140

Hielos Diana (Agua Cristina) 1 110 Hielos Diana 1 175

Hotel Puertas del Sol Porlamar 2 250 C.C Sambil 7 10000

Rattan 4 de Mayo 2 759 SENECA (Sede Principal) 1 220

43

5.2. Levantamiento: Capacidad Instalada

Seguidamente se presenta una tabla con la capacidad instalada (todos los

transformadores) con los que cuenta cada uno de los clientes bajo estudio, además del tipo de

medición que tiene (media tensión o baja tensión) cada uno de ellos:

Tabla X. Capacidad Instalada en clientes estudiados

Clientes Capacidad Instalada Total KVA Medición Hielos Pta de Piedra Pedestal 750 KVA 750 Media Tensión Alimentos el Faro Banco 3x333 KVA 999 Media Tensión

Hielos Johnny Banco 3x100 KVA 300 Baja Tensión Pescandina Pedestal 500 KVA 500 Media Tensión

Hielos Diana (Agua Cristina) Banco 3x75 KVA 225 Baja Tensión Hielos Diana Banco 3x75 KVA 225 Baja Tensión

Banco 3x333 KVA Hotel Puertas del Sol Porlamar Banco 3x333 KVA 1998 Media Tensión

Pedestal 3000 KVAPedestal 3000 KVAPedestal 2500 KVAPedestal 2500 KVAPedestal 2000 KVAPedestal 2000 KVA

C.C Sambil

Pedestal 1500 KVA

16500 Media Tensión

Banco 3x250 KVA Rattan 4 de Mayo Banco 3x167 KVA 1251 Media Tensión

SENECA (Sede Principal) Pedestal 300 KVA 300 Baja Tensión

Figura 5.1. Pedestal de 300 KVA

44

5.3. Recopilación de datos en los puntos de medición

A través de los registros de red se obtuvo información referente a los voltajes

fase-neutro (Valor eficaz, contenido armónico y coeficiente de distorsión armónica total),

corrientes de carga (Valor eficaz, contenido armónico y coeficiente de distorsión armónica

total), potencia activa, reactiva y aparente, factor de potencia, consumo energético (kWh) y

“energía reactiva” (KVARh) de todos y cada uno de los transformadores pertenecientes a los

clientes estudiados.

En el caso de los clientes que tenían un solo transformador (estén medidos en baja

tensión o en media tensión) se tomó un solo registro en el secundario del mismo (figura 5.2).

En los demás casos, se tomaron registros tanto en el punto de medición (secundario de los

transformadores de medición, figura 5.3) como en el secundario de todos los transformadores

conectados a la red interna en media tensión (13.8 KV).

Figura 5.2. Recopilación de data (Equipo Instalado)

45

Figura 5.3. Punto de Medición En todos los casos se configuro el analizador de red para tomar las potencias por fase

(1x3 Vatímetros), y por limitación en la memoria de los equipo, se midieron armónicos hasta

el orden número veinticinco (25) en algunos casos y diecisiete (17) en otros. Dada esta

limitación, si en el transcurso del estudio se conseguía algún caso con una contaminación

armónica de la carga considerable se procedería a efectuar una segunda medición durante un

período de tiempo menor pero incluyendo hasta el armónico número cincuenta (50).

Otro aspecto importante a destacar durante la recopilación de la data es que el equipo

se debe alimentar con voltajes comprendidos entre 100 V y 240 V, por lo que en aquellos

transformadores cuyo secundario estaba en 208 V, la alimentación salía directamente de ellos

(fase-neutro o fase-fase), pero en muchas ocasiones se encontraron transformadores cuyo

secundario estaba en 480 V, lo que dificultaba la alimentación del equipo, sin embargo

siempre se consiguió alguna fuente de alimentación externa al transformador, además es de

suma importancia para la medición de potencia la conexión de los transductores de voltaje y

corriente de acuerdo a una referencia conocida, es decir, es primordial conocer en que

46

dirección fluye la energía (siempre hacia la carga), ya que ello nos permitirá obtener los

valores reales de la misma.

5.4. Criterio empleado

Luego de realizar la recaudación de la data de cada uno de los clientes a estudiar

(curva de carga y armónicos) durante un período promedio de una semana, período de tiempo

que se asumió suficiente para observar el comportamiento de cada uno de ellos a plena carga,

se realizó con la ayuda de la norma IEEE 519 y el manual de armónicos de la IEEE el análisis

del contenido armónico, tanto total como de las componentes individuales, del perfil de

tensiones y de la carga en dichos clientes.

Tal como se mencionó anteriormente, la norma IEEE 519 al igual que el manual de

armónicos de la IEEE especifican también límites permisibles sobre el contenido armónico de

las corrientes de carga en base al cociente entre el nivel de cortocircuito en el punto de

suministro y la demanda máxima del cliente. Para ahorrar tiempo en cálculos innecesarios, se

evaluó primero la condición más restrictiva indicada en la norma para todos los clientes; en

aquellos casos donde algunos de estos se violaban, se procedió a profundizar en el estudio con

la finalidad de observar cuales eran las verdaderas restricciones para dichos suscriptores

(calculando el NCC para cada caso y comparándolo con la demanda máxima del mismo).

Todo este análisis se realizó con la finalidad de evitar que condiciones de resonancia al

momento de compensar capacitivamente puedan posteriormente ocasionar daños como los

mencionados anteriormente.

Seguidamente, debido a la variabilidad de la curva de carga de los clientes grandes

estudiados se optó por realizar directamente el cálculo para compensación capacitiva variable

en cada uno de ellos, esto basados en la información obtenida por medio de uno de las

empresas proveedoras de compensadores (Schneider Electric), donde se específica que estos

equipos constan de unos relés que se les asigna un factor de potencia consigna, es decir, al que

47

se quiere llegar, y a su vez estos al ver que dicho FP no ha sido alcanzado conecta más bancos

para elevarlo y viceversa. Por otro lado es importante destacar que este cálculo toma en

cuenta valores estándar de condensadores (según el distribuidor), además de que no quede

ninguna de las fases sobrecompensadas al momento de conectar dichos capacitores.

Finalmente, basados en la información de costos que nos fue suministrada también

por el proveedor se procedió a obtener los precios asociados a los bancos hallados para cada

cliente y con ello el tiempo de retorno de la inversión o “PAYBACK” según los ahorros

obtenidos en las facturaciones, así como también el indicador económico VPN.

48

CAPÍTULO 6: DISCUSIÓN DE RESULTADOS

6.1. Contenido Armónico: Requerimientos de Filtrado

6.1.1. Armónicos en Corrientes

Para el análisis de los límites armónicos en la corriente se adoptó como estándar la

norma internacional IEEE 519 como se mencionó anteriormente. Para ello se siguieron las

siguientes pautas:

• Primero se obtuvo la data del contenido armónico con los equipos analizadores de red

en los clientes mencionados.

• Luego se transfirió la data a la PC para poder manipularla a través de DIP 8000

(software de los equipos analizadores) y PowerProfile.

• Posteriormente se exportaron para la hoja de cálculo (EXCEL) los valores de I2, I4, I6

(Corrientes de las tres fases con las respectivas amplitudes de sus armónicas asociadas),

además de los valores de THDe2, THDu2, THDe4, THDu4, THDe6 y THDu6.

• Seguidamente se obtuvieron los valores máximos de las corrientes y de sus respectivas

componentes fundamentales.

49

Tabla XI. Valores máximos de las corrientes de carga y su respectiva fundamental.

Carga Máxima (A) Corriente Fundamental Máxima (A) Cliente # de

TRX I2 I4 I6 I2 I4 I6

Hielos Pta de Piedra 1 564,44 527,47 433,48 561,43 524,71 431,39Alimentos el Faro 1 2096,58 1943,422130,27 2094,88 1940,70 2127,61

Hielos Johnny 1 327,75 258,38 338,46 327,32 257,22 337,98Pescandina 1 405,58 370,77 298,03 404,74 370,52 297,98

Hielos Diana (Agua Cristina) 1 418,80 423,64 456,72 417,82 421,24 456,44Hielos Diana 1 518,23 562,28 504,23 521,47 566,69 508,70

1 577,57 539,82 554,42 577,45 538,64 553,37Hotel Puertas del Sol Porlamar 2 520,65 508,64 459,87

1 1473,22 1456,631514,60 1481,60 1465,95 1514,352 1587,98 1602,761777,43 1586,22 1577,69 1776,983 937,80 960,61 1063,75 937,09 960,56 1063,414 936,25 960,95 941,91 935,32 959,88 940,245 1628,20 1325,241466,05 1623,86 1321,91 1460,216 663,79 665,69 671,48 662,58 665,51 670,21

C.C Sambil

7 698,95 763,22 820,49 700,16 764,14 820,701 505,10 478,23 535,42 507,41 480,22 537,66

Rattan 4 de Mayo 2 1152,21 1113,251158,43 1152,26 1112,42 1158,22SENECA (Sede Principal) 1 657,40 505,96 562,63 656,65 509,61 562,84

Estos valores nos dan una representación de cómo se encuentra la carga en cada uno

de los clientes estudiados, pudiendo observar que en general ella está bien balanceada

comparándolo con la condición ideal (las tres corrientes de fase iguales), sin embargo el

desbalance más pronunciado que se puede notar es en Hielos Punta de Piedra y en Pescandina

(específicamente en la tercera fase), ello debido a problemas en el sistema de distribución de

la empresa en esa zona del Estado Nueva Esparta. Por otro lado, podemos observar en la tabla

5.2 que tan cargado están las fases de cada uno de los transformadores, esto comparando el

máximo de carga por fase con su valor nominal, ello para chequear que no existan problemas

de sobrecarga en ningún usuario, además de verificar el balanceo mencionado.

VnomSnomInomTRX *3

=

50

100*Im

arg% ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

TRX

fase

Inomáx

aC

En cuanto a los valores máximos de corrientes fundamentales, podemos mencionar

que sirvieron de guía para saber aproximadamente cuanto era la porción de amplitud de carga

correspondiente a la componente fundamental, ya que el resto lo componen las demás

componentes múltiplos de la misma, esto permitía tener una idea vaga de cuan contaminado

de armónicos podía estar un clientes. Es importante acotar que estos valores no se midieron

para el transformador # 2 del Hotel Puertas del Sol Porlamar, ya que este alimenta más que

todo es la carga de alumbrado del mismo y la carga con fuerte contenido armónico es la del

transformador # 1.

Tabla XII. Porcentaje de carga en los transformadores de los clientes estudiados.

Hielos Pta de Piedra 1 750 480 902,11 62,57 58,47 48,05Alimentos el Faro 1 999 220 2621,70 79,97 74,13 81,26

Hielos Johnny 1 300 440 393,65 83,26 65,64 85,98Pescandina 1 500 480 601,41 67,44 61,65 49,56

Hielos Diana (Agua Cristina) 1 225 208 624,54 67,06 67,83 73,13Hielos Diana 1 225 208 624,54 82,98 90,03 80,74

1 999 416 1386,47 41,66 38,94 39,992 999 208 2772,95 18,78 18,34 16,581 3000 480 3608,44 40,83 40,37 41,972 3000 480 3608,44 44,01 44,42 49,263 2500 480 3007,03 31,19 31,95 35,384 2500 480 3007,03 31,14 31,96 31,325 2000 480 2405,63 67,68 55,09 60,946 2000 480 2405,63 27,59 27,67 27,917 1500 480 1804,22 38,74 42,30 45,481 750 480 902,11 55,99 53,01 59,352 501 208 1390,64 82,85 80,05 83,30

SENECA (Sede Principal) 1 300 208 832,72 78,95 60,76 67,57

% CARGA (FASE II)

% CARGA (FASE III)

Snom (KVA)

Vnom (V)

Inom (A)

% CARGA (FASE I)# de TRX

Hotel Puerta del Sol Porlamar

C.C Sambil

Rattan 4 de Mayo

Cliente

51

• Después se hallaron los valores de TDDe y TDDu para compararlos con la condición

más limitante posible impuesta por la norma, es decir, TDD ≤ 5%.

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

lfundamentaueue áx

ITHDTDDIm

.,,

Tabla XIII. Valores de TDD correspondiente a cada cliente.

Distorsión Total de la Demanda (%) Cliente # de TRX TDDe2 TDDu2 TDDe4 TDDu4 TDDe6 TDDu6

Hielos Pta de Piedra 1 3,20 3,20 3,56 3,56 4,89 4,90

Alimentos el Faro 1 2,68 2,68 4,36 4,40 2,52 2,52 Hielos Johnny 1 4,06 4,06 4,85 4,85 4,53 4,54

Pescandina 1 3,61 3,61 3,48 3,48 4,84 4,85 Hielos Diana

(Agua Cristina) 1 2,06 2,06 1,53 1,53 2,22 2,22

Hielos Diana 1 2,03 2,03 4,93 4,95 1,96 1,96 1 3,84 3,84 3,44 3,44 3,46 3,46 Hotel Puerta del

Sol Porlamar 2 - - - - - - C.C Sambil

(Pto de Medición) - 5,60 5,61 5,72 5,73 4,32 4,33

Rattan 4 de Mayo (Pto de Medición) - 4,42 4,42 3,73 3,73 3,58 3,59

SENECA (Sede Principal) 1 3,96 3,96 4,01 4,01 5,13 5,14

El límite más estricto para el TDD es 5%

Hay que aclarar que se consideró la condición más estricta de la norma ya que ello

permitía afirmar que si se cumplía para esa, se cumpliría para cualquiera de las demás,

además en los clientes que poseen más de un transformador se evaluaron y compararon sus

TDD correspondiente al punto de medición respectivo, ya que ese es el punto donde la norma

específica los límites (Punto Común de acoplamiento). Sin embargo, se hallaron estos valores

para todos los transformadores que contienen dichos clientes con la finalidad de poder

observar luego el impacto de los armónicos sobre el calentamiento de los mismos, lo cual se

profundiza posteriormente. Por otro lado, se observa que en aquellos que poseen un solo

transformador, dicho punto fue asumido como su secundario (donde se tomó la medición),

52

esto porque prácticamente ambos registraban mediciones similares a efectos del estudio que

se está realizando.

Se puede observar, que en los casos del C.C Sambil y SENECA (Sede Principal) se

viola el límite permisible, para los mismos se profundizó un poco más en el estudio, esto

obteniendo el verdadero valor de SCR asociado a cada caso en particular que como se

mencionó anteriormente es la relación existente entre el nivel de cortocircuito trifásico en el

PCC y la demanda máxima registrada por el consumidor. Para ello se halló el NCC en la barra

de 13,8 KV de la subestación Pampatar que es de la cual se alimentan directamente ambos

clientes, esto ya conocido el nivel de cortocircuito en la barra de 115 KV (data suministrado

por el departamento de protecciones de la empresa) y los datos de placa del transformador

encargado de reducir dicha tensón, es decir:

Figura 6.1. Unifilar de alimentación SENECA y CC Sambil

donde los datos tanto de la barra de 115 KV como del transformador se presentan a

continuación:

Tabla XIV. Datos de la barra de 115 KV de la subestación Pampatar

S/E Barra (KV) NCC1-F (KA)

NCC3-F (KA)

MVAcc 1-F

MVAcc3-F

Z +,- (Ohm)

Z o (Ohm) Z +,- Z o

Pampatar 115 4,27 5,15 284 1.026 12,89 20,86 0,0975 0,1578

En pu de 100 MVA

BARRA 115 kv

115 KV-13,8 KV

CC. SAMBIL SENECA

(SEDE PRINCIPAL)

BARRA 115 kv

115 KV-13,8 KV

CC. SAMBIL SENECA

(SEDE PRINCIPAL)

53

Tabla XV. Datos del Transformador # 2 (Subestación Pampatar)

TRX # 02 Pampatar Vnpri (kV) 115 Vnsec (kV) 13,8

Snom (MVA) 20 Zcc (pu) 0,0642

Zbpri (Ohm) 661 Zb 100MVA 132

Zcc (100 MVA, pu) 0,321 Es importante aclarar que los valores sombreados fueron hallados a partir de aquellos

que no lo aparecen así, esto de la siguiente manera:

31*1151 FNccKVFMVAcc −

=− ; FNccKVFMVAcc −=− 3*115*33

FNcc

KVZ

−=Ω−+

33

115)(, ; −+−

−=Ω ,*2

13

115)( Z

FNcc

KVZo

)100()(,)(,

MVAZbasepuZpuZ −+

=−+ ; )100(

)()(MVAZbase

puZopuZo =

SbaseVbaseSbaseZbase

2

)( =

Finalmente se obtuvieron los valores de los niveles de cortocircuito trifásicos para

ambos clientes:

Tabla XVI. Cálculo de los SCR de Sambil y sede SENECA

Sambil SENECA En base de 100 MVA Zeq 0,4185 0,4185 Ncc 3f (pu) 2,3896 2,3896 Ncc 3f (MVA) 238,96 238,96 Demanda Máx (MVA) 6,832 0,21 SCR 35 1163

)()(, 115 puZccpuZZeq TRXKVbarra +−+= ; )(

1)(3puZeq

pufNcc = ; )(

)(3MVADemMáx

MVAfNccSCR =

54

Es relevante destacar que los valores de demandas máximas fueron extraídos del

histórico de estos clientes que se encuentran en un software interno de la empresa.

Por lo tanto, se pudo corroborar que los límites para el TDD correspondientes a estos

clientes según la norma no fueron violados, ya que para el C.C Sambil el límite impuesto

según el SCR hallado es de 8% y para la sede principal de SENECA es de 20%.

• Luego se obtuvo los porcentajes de las amplitudes de las corrientes armónicas con

respecto al armónico fundamental máximo, se utilizó el valor máximo de este último y no el

instantáneo ya que nuestro interés era verificar el contenido armónico para las peores

condiciones de carga existente, y a su vez se compararon con los límites más justos

recomendados por la norma, de superarse estos se procedió a profundizar un poco más en el

estudio al igual que antes hallando el correspondiente valor de SCR según fuese el caso.

lfundamentaáxIarm

IarmIm

% =

Tabla XVII. Límites más estrictos según norma IEEE 519 para distorsión de Corriente

Armónicas 3 (180Hz)

5 (300Hz)

7 (420Hz)

9 (540Hz)

11 (660Hz)

13 (780Hz)

15 (900Hz)

17 (1020Hz)

Límites más

estrictos 4% 4% 4% 4% 2% 2% 2% 1,5%

55

Tabla XVIII. Porcentaje de Amplitudes Armónicas I2 con respecto a su fundamental máxima

3 (180Hz)

5 (300Hz)

7 (420Hz)

9 (540Hz)

11 (660Hz)

13 (780Hz)

15 (900Hz)

17 (1020Hz)

Hielos Pta de Piedra 1,143% 2,863% 1,524% 0,479% 0,196% 0,131% 0,087% 0,076%

Alimentos el Faro 1,103% 2,157% 1,190% 0,254% 0,088% 0,140% 0,031%

Hielos Johnny 2,184% 3,641% 1,568% 0,597% 0,149% 0,205% 0,093%Pescandina 3,110% 2,280% 1,721% 0,347% 0,136% 0,242% 0,075% 0,091%Hielos Diana

(Agua Cristina) 2,004% 0,921% 0,600% 0,146% 0,249% 0,044% 0,059% 0,059%

Hielos Diana 1,945% 0,961% 0,363% 0,129% 0,258% 0,211% 0,070% 0,047%Hotel Puerta del

Sol Porlamar 2,180% 2,572% 1,926% 0,222% 0,720% 0,349% 0,148% 0,296%

C.C Sambil (Pto de Medición) 0,830% 3,470% 0,905% 0,189% 0,264% 0,226% 0,189% 0,189%

Rattan 4 de Mayo (Pto de Medición) 1,559% 3,419% 0,855% 0,503% 0,452% 0,452% 0,553%

SENECA (Sede Principal) 3,881% 1,024% 0,949% 0,419% 0,279% 0,242% 0,121% 0,093%

Cliente

Distorsión Armónica Máx de I2 respecto a su fundamental

Tabla XIX. Porcentaje de Amplitudes Armónicas I4 con respecto a su fundamental máxima

3 (180Hz)

5 (300Hz)

7 (420Hz)

9 (540Hz)

11 (660Hz)

13 (780Hz)

15 (900Hz)

17 (1020Hz)


Alimentos el Faro 1,696% 2,716% 1,256% 0,156% 0,146% 0,118% 0,028%Hielos Johnny 2,804% 3,968% 1,972% 0,309% 0,404% 0,238% 0,095%Pescandina 2,507% 2,655% 1,633% 0,445% 0,165% 0,198% 0,066% 0,082%Hielos Diana

(Agua Cristina) 1,132% 0,957% 0,682% 0,160% 0,160% 0,073% 0,044% 0,087%


Sol Porlamar 1,384% 2,768% 1,543% 0,147% 0,749% 0,318% 0,182% 0,284%




Cliente


56

Tabla XX. Porcentaje de Amplitudes Armónicas I6 con respecto a su fundamental máxima

3 (180Hz)

5 (300Hz)

7 (420Hz)

9 (540Hz)

11 (660Hz)

13 (780Hz)

15 (900Hz)

17 (1020Hz)


Alimentos el Faro 0,737% 2,072% 1,267% 0,134% 0,095% 0,121% 0,030%Hielos Johnny 2,116% 3,797% 2,034% 0,298% 0,325% 0,081% 0,000%Pescandina 3,548% 3,835% 1,436% 0,226% 0,287% 0,164% 0,062% 0,082%Hielos Diana

(Agua Cristina) 2,102% 0,683% 0,777% 0,241% 0,147% 0,080% 0,054% 0,067%


Sol Porlamar 1,944% 2,628% 1,347% 0,144% 0,431% 0,309% 0,155% 0,287%




Cliente


Es importante aclarar que se utilizó el valor máximo de las corrientes fundamentales

ya que nuestro interés fue verificar que no existiesen inconvenientes con los armónicos bajo

condiciones precisas de carga, ya que la misma es la afectada primordialmente por esta

contaminación. Además se pudo notar que en casi ningún cliente se violaron los valores

limitantes impuestos por la norma, lo cual era de esperarse, ya que aquí en el Estado Nueva

Esparta no existen suscriptores que tengan una carga fuertemente contaminante, que utilicen

hornos de arco o convertidores estáticos, entre otros.

Solo en el caso de Hielos Punta de Piedra (en la tercera fase) se notó que se superó por

un pequeño margen uno de los límites estrictos impuesto por la norma (el de 5to armónico),

en cuyo caso al igual que para el caso de los clientes en los que se supero el TDD se realizó

un estudio más exhausto y se obtuvo un SCR correspondiente a este igual a 58, esto basados

en el siguiente unificar obtenido a través del software que tiene la empresa para su sistema

eléctrico.

57

Figura 6.2. Unifilar de la alimentación de Hielos Punta de Piedra

En este caso, se tomaron en cuenta los datos del fabricante en relación a los valores de

las resistencias y las reactancias de las líneas ahí especificadas, y por otro lado se asumió que

como estamos en distribución y los transformadores tienen capacidades mayores a 5 MVA

entonces el valor de las resistencias de cortocircuito es Rcc = 0,5 % = 0,005 pu y luego como

se tuvo el valor de Zcc en cada uno de ellos, se pudo obtener la Xcc fácilmente:

22 RccZccXcc −= ; igualmente es importante aclarar que todos estos valores de

impedancias fueron referidos a una base única de 100 MVA.

Tabla XXI. Bases para las impedancias

Vbase (KV) Zbase (100 MVA)115 132,2534,5 11,902513,8 1,9044

58

Tabla XXII. Valores de las impedancias del unificar de Hielos Punta de Piedra

R (Ohm) X (Ohm) Z (Ohm) R (pu) X (pu) Z (pu)L1 3,95 7,03 8,07 0,33 0,59 0,68L2 7,54 7,86 10,89 0,63 0,66 0,91L3 0,74 1,67 1,82 0,39 0,87 0,96T1 3,31 41,20 41,33 0,025 0,311 0,313T2 3,31 65,78 65,86 0,025 0,497 0,498T3 0,79 11,00 11,03 0,067 0,924 0,927

BASE 100 MVA

Tabla XXIII. Cálculo del SCR en Hielos Punta de Piedra

Zeq (pu) 3,599 Ncc 3f (pu) 0,278

Ncc 3f (MVA) 28 Demanda Máx (MVA) 0,48

SCR 58 Para este valor obtenido para el SCR correspondiente a este suscriptor tenemos que la

norma no es violada, ya que para el quinto armónico se establece una restricción del 10 %, lo

cual está por encima del valor anteriormente violado. Por otro lado hay que aclarar que los

límites para los armónicos pares se limitan al 25 % de los impares, los mismos fueron

comparados igualmente con la condición más estricta posible, sin embargo debido a lo

despreciables que estos eran con respecto a dicha condición no se tomaron en cuenta, además

que los armónicos impares son los que traen las consecuencias más relevantes en caso de ser

apreciables.

Finalmente, podemos recalcar que todos los clientes analizados respetan las

limitaciones sobre la cantidad de corriente que pueden inyectar los mismos a la red de

distribución eléctrica, ello debido principalmente a que estos no poseen cargas que sean

apreciablemente contaminantes, como lo son como se mencionó antes los hornos de arco por

ejemplo.

• Por último se obtuvo IRMShe,u y se verificó que sus máximos no superaran el 5% de la

corriente nominal del transformador, esto para evitar calentamiento en el mismo, además de

que con ello se validan los límites anteriormente descritos, lo que es especificado por la

59

propia norma, donde se menciona que dichos límites son permitidos siempre y cuando el

transformador utilizado por el usuario no se somete a está condición.

TRXlfundamentaueuRMShe InomáxTDDI %.5Im.,, ≤=

De superarla se procedía inmediatamente a chequear cual de las amplitudes que

compone dicha corriente era la que violaba la condición antes descrita, es decir:

TRXInomI %.52 ≤ ; TRXInomI %.53 ≤ ; TRXInomI %.54 ≤ ;.....

Tabla XXIV. Valores de Irmsh

e2 u2 e4 u4 e6 u6Hielos Pta de

Piedra 1 750 480 902,11 45,11 17,95 17,95 18,66 18,7 21,1 21,14

Alimentos el Faro 1 999 220 2621,7 131,08 56,12 56,12 84,6 85,46 53,62 53,62Hielos Johnny 1 300 440 393,65 19,68 13,3 13,3 12,48 12,48 15,32 15,35

Pescandina 1 500 480 601,41 30,07 14,62 14,62 12,89 12,89 14,42 14,44Hielos Diana

(Agua Cristina) 1 225 208 624,54 31,23 8,59 8,59 6,45 6,45 10,14 10,14

Hielos Diana 1 225 208 624,54 31,23 10,58 10,58 27,96 28,05 9,99 9,991 999 416 1386,47 69,32 22,17 22,17 18,51 18,51 19,17 19,172 999 208 2772,95 138,651 3000 480 3608,44 180,42 36,13 36,13 35,31 35,31 41,14 41,142 3000 480 3608,44 180,42 55,46 55,61 64,89 64,89 53,58 53,583 2500 480 3007,03 150,35 59,26 59,35 55,19 55,28 45,37 45,474 2500 480 3007,03 150,35 59,85 60,03 59,24 59,42 58,31 58,45 2000 480 2405,63 120,28 151,07 151,79 131,46 132,37 158,58 159,736 2000 480 2405,63 120,28 33,28 33,44 35,21 35,26 47,67 47,797 1500 480 1804,22 90,21 28,91 29 36,43 36,61 36,44 36,561 750 480 902,11 45,11 18,66 18,66 15,54 15,59 14,46 14,462 501 208 1390,64 69,53 62,15 62,25 45,08 45,08 51,67 51,78

SENECA (Sede Principal) 1 300 208 832,72 41,64 26,03 26,03 20,44 20,44 28,9 28,95

C.C Sambil

Rattan 4 de Mayo

Inom (A) 5% Inom

Máximos de Irmsh


Cliente # de TRX

Snom (KVA)

Vnom (V)

Se puede notar que solo en el transformador número cinco del C.C Sambil se violó la

condición descrita inicialmente en una pequeña proporción, para este caso se puede inferir

que dicho transformador pudo estar afectado por su calentamiento o probablemente se debió

a algún problema en la medición tomada, sin embargo ello no afectó los límites que se

tomaron en cuenta para verificar al C.C Sambil en el apartado anterior, ya que para este caso

60

se toma en cuenta es la medición tomada en el punto de medición del cliente, ya que el mismo

está conformado por varios transformadores y ese es el punto donde se interconecta este con

la red de distribución.

6.1.2. Armónicos en Voltajes

Al igual que para las corrientes realizamos el análisis basándonos en los límites más

rectos especificados por la norma IEEE 519, e igualmente se siguieron una serie de pasos que

a continuación se mencionan:

• Después de haber obtenido la data del contenido armónico con los equipos

analizadores de red en los clientes estudiados y haberla transferido a la PC se procedió a

exportar hacia hoja de cálculo (EXCEL) los valores de U1, U3, U5 (Voltajes de las tres fases

con las respectivas amplitudes de sus armónicas asociadas), además de los valores de THDe1,

THDu1, THDe3, THDu3, THDe5 y THDu5.

• Luego se chequearon que dichos valores de tensión no oscilaran mucho más de ±10%

del nominal tal como lo exige la normativa de Calidad del Servicio de Electricidad y

Sanciones de la Empresa, esto hallando los valores mínimos y máximos de ellos y

comparándolos con éste.

61

Tabla XXV. Banda de tolerancia de las tensiones (Calidad del Servicio)

Hielos Pta de Piedra 1 480 277,128 249,42 304,84 260,67 272,29 266,78 282,03 254,69 268,27

Alimentos el Faro 1 220 127,017 114,32 139,72 122,58 129,19 118,02 126,25 125,63 133,86

Hielos Johnny 1 440 254,034 228,63 279,44 257,02 265,36 253,72 259,93 260,22 272,03Pescandina 1 480 277,128 249,42 304,84 262,46 283,39 250,11 273,02 242,4 270,58

Hielos Diana (Agua Cristina) 1 208 120,089 108,08 132,1 0 119,28 0 120,66 0 121,11

Hielos Diana 1 208 120,089 108,08 132,1 0 129,3 0 129,54 0 128,221 416 240,178 216,16 264,2 265,85 275,44 262,18 271,29 262,44 271,292 208 120,089 108,08 132,1 124,81 128,28 125,58 130,77 126,73 131,951 480 277,128 249,42 304,84 267,19 281,4 268,57 282,18 272,09 286,32 480 277,128 249,42 304,84 265,55 281,06 267,97 283,39 270,09 286,023 480 277,128 249,42 304,84 71,83 286,67 71,51 284,34 72,41 289,184 480 277,128 249,42 304,84 272,81 281,64 278,38 287,3 275,79 284,95 480 277,128 249,42 304,84 275,94 283,76 274,4 282,03 273,58 281,536 480 277,128 249,42 304,84 0 306,17 0 301,31 0 302,727 480 277,128 249,42 304,84 0 298,07 0 302,09 0 303,391 480 277,128 249,42 304,84 276,46 299,5 279,26 301,9 282,44 305,52 208 120,089 108,08 132,1 126,17 134,98 127,12 135,45 128,48 136,86

SENECA (Sede Principal) 1 208 120,089 108,08 132,1 118,95 124,61 117,98 122,99 117,55 123,42


C.C Sambil

Rattan 4 de Mayo

Tensión U5

Min (V) Máx (V) Min (V) Máx (V) Min (V) Máx (V)

Vf-n -10%Vf-n

(V)

Vf-n +10%Vf-n

(V)

Tensión U1 Tensión U3Cliente # de

TRX Vnom (V) Vf-n (V)

Esto nos permite tener una visión clara de que tan buenas son las tensiones entregadas

por la empresa a los clientes grandes que alimenta, y en general se verifica que se mantienen

dentro de la banda de tolerancia permisible, sin embargo es importante acotar que en algunos

de los casos aparecen tensiones de cero voltios como las mínimas, ello se debe

específicamente a que probablemente mientras estuvo instalado el equipo analizador hubo

interrupciones en el servicio, debido principalmente a fallas ocurridas en el sistema de

distribución del la empresa eléctrica.

• Seguidamente se obtuvieron los valores máximos para los THD totales de cada tensión

de fase, y se compararon con el valor limitante por la norma (5%).

62

Tabla XXVI. Porcentajes de Distorsión Armónica en Voltajes

Distorsión Total Máxima del Voltaje (%) Cliente THDe1 THDu1 THDe3 THDu3 THDe5 THDu5 Hielos Pta de

Piedra 2,54 2,54 2,83 2,83 2,67 2,67

Alimentos el Faro 2,42 2,42 2,56 2,56 2,46 2,46 Hielos Johnny 2,87 2,87 2,74 2,74 3,55 3,55

Pescandina 3,06 3,06 2,83 2,83 3,03 3,03 Hielos Diana

(Agua Cristina) 1,15 1,15 1,22 1,22 1,05 1,05

Hielos Diana 1,01 1,01 1,10 1,10 1,18 1,18 Hotel Puerta del

Sol Porlamar 3,20 3,20 2,72 2,72 2,47 2,47

C.C Sambil (Pto de Medición) 2,28 2,28 2,21 2,21 2,31 2,31

Rattan 4 de Mayo (Pto de Medición) 2,09 2,09 2,46 2,46 2,37 2,37

SENECA (Sede Principal) 1,63 1,63 1,47 1,47 1,53 1,53

Aquí se confirmó que la empresa eléctrica cumplió con las limitaciones de tensiones

armónicas que puede suministrar en el PCC a los clientes, ya que en ninguno de ellos se violó

la condición impuesta por la IEEE.

• Por último se verificaron los valores máximos para la distorsión individual de voltaje,

esto obteniendo el porcentaje de amplitud de cada armónica en relación a su valor

fundamental instantáneo, es decir:

lfundamentaUUarm

Uarm =%

63

Tabla XXVII. Porcentaje de las Amplitudes Armónicas U1 con respecto a su fundamental

Distorsión Armónica Máx de U1 respecto a su Fundamental

Cliente 3 (180Hz)

5 (300Hz)

7 (420Hz)

9 (540Hz)

11 (660Hz)

13 (780Hz)

15 (900Hz)

17 (1020Hz)


Alimentos el Faro 0,773% 1,906% 1,438% 0,362% 0,122% 0,130% 0,049% Hielos Johnny 0,641% 2,013% 2,014% 0,568% 0,161% 0,186% 0,075%

Pescandina 0,734% 2,430% 1,833% 0,304% 0,236% 0,367% 0,061% 0,045%Hielos Diana

(Agua Cristina) 0,667% 0,834% 0,492% 0,118% 0,325% 0,246% 0,027% 0,092%


Sol Porlamar 1,156% 2,198% 2,397% 0,540% 1,375% 0,742% 0,111% 0,078%


Rattan 4 de Mayo (Pto de Medición) 0,598% 2,007% 0,530% 0,067% 0,115% 0,105% 0,068% 0,054%


Límite máximo permisible 3%

Tabla XXVIII. Porcentaje de las Amplitudes Armónicas U3 con respecto a su fundamental

Distorsión Armónica Máx de U3 respecto a su Fundamental

Cliente 3 (180Hz)

5 (300Hz)

7 (420Hz)

9 (540Hz)

11 (660Hz)

13 (780Hz)

15 (900Hz)

17 (1020Hz)




(Agua Cristina) 0,337% 0,996% 0,633% 0,077% 0,334% 0,307% 0,026% 0,102%


Sol Porlamar 0,588% 2,141% 1,860% 0,153% 1,276% 0,327% 0,223% 0,160%





64

Tabla XXIX. Porcentaje de las Amplitudes Armónicas U5 con respecto a su fundamental

Distorsión Armónica Máx de U5 respecto a su Fundamental Cliente 3

(180Hz) 5

(300Hz)7

(420Hz)9

(540Hz)11

(660Hz)13

(780Hz) 15

(900Hz) 17

(1020Hz)Hielos Pta de

Piedra 0,857% 2,353% 1,172% 0,255% 0,244% 0,193% 0,024% 0,024%



(Agua Cristina) 0,713% 0,686% 0,521% 0,064% 0,358% 0,332% 0,026% 0,076%


Sol Porlamar 0,741% 1,895% 1,574% 0,356% 0,731% 0,592% 0,182% 0,103%





Al igual que para las corriente, los límites para las armónicas pares individuales se

consideraron como un 25 % de los límites de armónicas impares, sin embargo en este caso

tampoco fueron muy apreciables, por lo que se representó fueron los valores más críticos de

las impares individuales, pudiéndose verificar que también cumplen a cabalidad con la

limitación impuesta por la norma, por lo que se pudo afirmar que la empresa garantizó que los

equipos de estos suscriptores puedieron operar satisfactoriamente.

6.2. Factor de Potencia: Compensación Capacitiva

Luego de haber verificado que el contenido armónico en cada uno de los clientes bajo

estudio no era significativo, se procedió a realizar la simulación para chequear la factibilidad

de realizar la compensación capacitiva a pasos en cada uno de ellos, esto utilizando los

estándares recomendados por uno de los proveedores de dichos equipos surtidores de energía

65

reactiva, y con la finalidad de obtener beneficios económicos para el suscriptor y para la

empresa ahorro de energía.

Para la realización de estas simulaciones se siguieron una serie de puntos que a

continuación son descritos uno a uno:

• Se procedió a obtener en hoja de cálculo al igual que para los casos de armónicos, a

través de la data obtenida mediante el software DIP 8000, los valores de las potencias activas

y aparentes de las tres fases.

• Luego con dichos valores se hallaron las correspondientes potencias reactivas y

factores de potencia asociados a las fases, así como sus respectivos valores trifásicos.

221

22121 −−− −= PSQ ;

F

F

SP

FP−

−=3

3

6543213 −−−− ++= PPPP F ; 6543213 −−−− ++= SSSS F

Tabla XXX. Valores máximos de las P y S, además de los factores de potencia bajo Smáx

P1-2 (KW)

P3-4 (KW)

P5-6 (KW)

S1-2 (KVA)

S3-4 (KVA)

S5-6 (KVA)

P3-F (KW)

S3-F (KVA)

Fp (Bajo Carga Máxima)

Hielos Pta de Piedra 1 132,35 111,08 97,08 148,06 142,75 111,75 341 399 0,85

Alimentos el Faro 1 211,09 195,50 215,68 263,45 244,19 276,01 622 781 0,80

Hielos Johnny 1 74,95 67,86 54,22 84,67 91,45 66,51 193 233 0,81Pescandina 1 77,09 84,36 59,30 109,06 97,32 77,70 215 279 0,77Hielos Diana

(Agua Cristina) 1 41,20 39,43 44,20 49,15 50,25 54,41 124 153 0,81

Hielos Diana 1 52,45 55,51 50,19 61,93 223,99 60,28 165 198 0,831 123,49 113,34 120,68 157,11 143,11 147,15 357 445 0,802 52,33 54,29 47,87 66,27 65,78 58,50 148 186 0,791 372,66 360,56 381,41 416,99 409,41 435,39 1107 1255 0,882 407,88 390,45 434,10 454,09 441,62 491,32 1206 1362 0,893 215,55 234,02 257,49 264,70 269,60 303,10 706 835 0,854 246,92 254,19 246,76 270,27 287,75 277,85 741 831 0,895 404,82 335,56 357,44 466,63 378,11 416,13 1096 1261 0,876 163,77 162,67 161,70 190,31 185,84 189,82 488 565 0,867 165,43 192,93 197,15 194,04 219,53 235,12 554 644 0,851 130,95 114,56 133,51 143,97 136,75 154,79 379 435 0,872 129,48 122,39 127,74 143,91 136,63 143,69 378 422 0,90

SENECA (Sede Principal) 1 75,25 58,75 59,36 79,23 61,32 67,12 192 205 0,94

Rattan 4 de Mayo

Valores MáximosCliente # de

TRX


C.C Sambil

66

Tabla XXXI. Valores Máximos de Potencia Reactiva por fase

Q1-2 (KVAR)

Q3-4 (KVAR)

Q5-6 (KVAR)

Hielos Pta de Piedra 1 66,37 96,59 55,40

Alimentos el Faro 1 157,75 147,85 172,24

Hielos Johnny 1 41,62 61,31 40,33Pescandina 1 80,29 52,74 50,21Hielos Diana

(Agua Cristina) 1 26,80 31,71 32,40

Hielos Diana 1 32,92 39,91 33,491 97,70 91,30 84,202 40,66 37,77 35,941 187,08 199,15 211,622 207,53 223,34 230,813 158,68 140,17 162,944 116,43 135,94 131,955 234,59 178,21 213,976 96,92 90,55 100,077 107,92 106,66 130,881 63,81 77,89 78,472 65,46 62,52 67,91

SENECA (Sede Principal) 1 25,97 17,82 31,34


C.C Sambil

Rattan 4 de Mayo

Cliente # de TRX

Valores Máximos

Es importante aclarar que primero se obtuvieron los valores de las potencias activas y

aparente trifásicas punto a punto (de la manera como se indicó en la fórmula), y

posteriormente se hallaron sus valores máximos, de la misma manera se consiguieron las

potencias reactivas (punto a punto), éstas se calcularon indirectamente a través de las otras

dos potencias muy a pesar de que el equipo analizador la mide directamente, sin embargo se

realizó así para tomar en cuenta el pequeño efecto de distorsión que pueda existir, luego se

tomaron los máximos para poder tener una visión clara de cuanto es el consumo de reactivos

en cada cliente por fase.

)(**´ nnn

n SenIUQ ϕ∑= ⇒ 222 DQPS ++=

67

Figura 6.3. Triángulo de potencia tomando en cuenta la potencia de distorsión [3]

Por otro lado se tomó en cuenta el valor del factor de potencia bajo el efecto de carga

máxima (Smáx), ya que el mismo era el de interés para nuestro estudio, debido a que la

facturación de los clientes está referida a dicha demanda máxima, y compensando como se

menciono antes busco aumentar este valor de Fp, lo que implicó una disminución de dicha

demanda y por tanto una reducción en el monto de la factura.

• Posteriormente ya obtenido los valores de las potencias reactivas en las tres fase, así

como también los trifásicos de las tres potencias y el factor de potencia asociado a las mismas,

se empezó a ejecutar el cálculo de la compensación capacitiva a pasos siguiendo una serie de

pautas que fueron basadas en la información previa obtenida a través del proveedor Schneider

Electric: lo primero que se tomó en cuenta fue que se iban a considerar seis (6) pasos, cada

uno de ellos con valores estándares conocidos, además de un factor de potencia consigna o

modelo, luego se iban comparando los factores de potencia punto a punto con el consigna,

empezando desde los valores reales obtenidos a través de la medición en cada cliente, y

cuando alguno estaba por debajo se iba conectando un paso de compensación, y así

sucesivamente ello siempre y cuando el valor de la potencia reactiva que se supliese con cada

paso de compensación dividido entre tres no excediera el valor de las Q iniciales de ninguna

de las fases, ya que se caía en la sobrecompensación de las mismas, en este caso se buscaba

variar el valor de los pasos de compensación, o el fp consigna declarado primeramente hasta

68

lograr salir de esta condición no deseada, todo este proceso se dificultaba por lo variante de

las curvas de carga de los clientes estudiados. Luego de culminar con la simulación, se volvió

a chequear cual era la demanda máxima y su correspondiente factor de potencia asociado, y

con ello se definía cuanto era el ahorro en KVA de dicho usuario en caso de adquirir este

equipo con las especificaciones ahí obtenidas.

Tabla XXXII. Especificaciones de los compensadores obtenidos a través de la simulación

1 2 3 4 5 6Hielos Pta de

Piedra 1 15 15 15 15 15 15 90 0,965

Alimentos el Faro 1 3 3 10 10 10 10 46 0,935Hielos Johnny 1 10 10 10 10 10 10 60 0,91Pescandina 1 10 10 10 10 10 10 60 0,925Hielos Diana

(Agua Cristina) 1 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 39 0,955

Hielos Diana 1 7,5 7,5 7,5 7,5 7,5 7,5 45 0,921 17,5 17,5 17,5 17,5 17,5 17,5 105 0,9752 17,5 17,5 17,5 17,5 17,5 17,5 105 0,9751 60 12,5 12,5 12,5 10 10 117,5 0,9752 50 50 60 60 60 60 340 0,9653 50 50 50 50 15 15 230 0,954 15 15 15 50 50 15 160 0,955 10 10 10 60 60 60 210 0,986 50 15 15 15 15 15 125 0,957 50 50 15 15 15 15 160 0,971 15 15 15 50 15 15 125 0,922 10 10 10 10 10 10 60 0,92

SENECA (Sede Principal) 1 12,5 10 10 10 10 10 62,5 0,94

KVAR por paso de compensación Fp

ConsignaTotal KVAR Cliente # de

TRX


C.C Sambil

Rattan 4 de Mayo

69

Tabla XXXIII. Beneficio obtenido al instalar la compensación

Inicial Final Inicial FinalHielos Pta de

Piedra 1 399 361 0,853 0,944 39 384.979,28

Alimentos el Faro 1 781 754 0,796 0,825 27 268.319,72

Hielos Johnny 1 233 211 0,808 0,912 23 223.640,31Pescandina 1 279 245 0,771 0,877 34 335.924,52Hielos Diana

(Agua Cristina) 1 153 134 0,808 0,924 19 191.224,33

Hielos Diana 1 198 177 0,834 0,932 21 207.109,111 445 391 0,802 0,912 54 531.824,572 186 150 0,792 0,985 36 361.648,971 1255 1202 0,882 0,920 53 633.136,712 1362 1241 0,885 0,972 121 1.446.716,473 835 742 0,846 0,951 92 1.100.219,434 831 776 0,892 0,955 55 654.692,535 1261 1171 0,869 0,936 89 1.068.979,396 565 514 0,863 0,950 52 617.609,597 644 577 0,851 0,959 66 794.213,271 435 399 0,871 0,927 36 353.039,362 422 410 0,896 0,923 12 123.884,82

SENECA (Sede Principal) 1 205 201 0,936 0,955 4 40.463,01

Ahorro Bs/mes

C.C Sambil

Rattan 4 de Mayo

Fp Ahorro KVACliente # de TRX

Smáx


Los valores referidos al ahorro en KVA que se observan son hallados restando las

demandas máximas obtenidas luego de la simulación de los seis pasos menos la que se tenía

inicialmente con la medición realizada. Por otra parte, los cálculos referidos al ahorro

monetario mensual que se esperan obtener, está basado en el régimen tarifario actual que tiene

la empresa eléctrica, ello puede verificarse en los anexos, donde se especifica exactamente

como es este sistema, sin embargo se puede acotar que parte del mismo como se mencionó

con anterioridad está basado en el cobro por KVA consumido por el usuario, ello de la

siguiente manera:

KVABsFAPKVAmesBs ahorrados **#/ =

donde ese FAP es conocido como Factor de Ajuste de Precios y es simplemente una función

de diversas variables económicas, con el propósito de sincerar la factura eléctrica con la

70

política cambiaria vigente, el mismo es estipulado periódicamente por el estado venezolano,

su valor actual es de 1,0932 y esta vigente desde el año 2002.

6.3. Verificación preliminar de resonancias

Está verificación se realizó de manera preliminar y preventiva para chequear antes de

instalar alguno de los bancos simulados en los clientes, que no existiese el fenómeno de

excitación de alguno de las armónicas presentes (resonancias), ya que ello como se mencionó

con anterioridad es no deseado.

QcKVAccfofr .=

Para ello se obtuvieron los niveles de cortocircuito en el PCC de cada cliente en

particular siguiendo las directrices que se tomaron en cuenta para el cálculo en Hielos Punta

de Piedra.

Tabla XXXIV. NCC en subestaciones (115 KV) de SENECA

S/E Barra (kV)

NCC1-F (kA)

NCC3-F (kA)

MVAcc1-F

MVAcc3-F

Z +,- (Ohm)

Z o (Ohm) Z +,- Z o

Luisa Cáceres 115 9,86 8,43 655 1.679 7,88 4,45 5,96% 3,36%Porlamar 115 5,69 6,25 378 1.245 10,62 13,76 8,03% 10,40%Pampatar 115 4,27 5,15 284 1.026 12,89 20,86 9,75% 15,78%

Los Robles 115 5,83 6,33 387 1.261 10,49 13,19 7,93% 9,97%La Asunción 115 3,74 4,7 248 936 14,13 25,00 10,68% 18,91%Los Millanes 115 3,73 4,69 248 934 14,16 25,09 10,70% 18,97%

En pu de 100 MVA

71

Tabla XXXV. NCC de los clientes estudiados en el PCC y frecuencias de resonancia.

Hielos Pta de Piedra 1 28 1058,3 18

Alimentos el Faro 1 29 1506,5 25

Hielos Johnny 1 30 1339,2 22

Pescandina 1 27 1272,8 21Hielos Diana

(Agua Cristina) 1 117 3281,6 55

Hielos Diana 1 117 3055,0 511 133 2135,6 362 133 2135,6 361 238,96 2705,8 452 238,96 1590,6 273 238,96 1934,0 324 238,96 2318,7 395 238,96 2024,0 346 238,96 2623,4 447 238,96 2318,7 391 105 1741,6 292 105 2513,8 42

SENECA (Sede Principal) 1 238,96 3710,0 62

NCC (MVA) fr (Hz) Orden de Resonancia

Rattan 4 de Mayo

Cliente # de TRX


C.C Sambil

Se puede observar como la frecuencia de resonancia en cada cliente es elevada para

los condensadores simulados anteriormente, esto en comparación con sus frecuencias

armónicas obtenidas en las mediciones, las frecuencias armónicas que están por el orden de

las de resonancia son despreciables, ello es de gran importancia porque se puede asegurar de

que en caso de instalar estos equipos compensadores en alguno de los consumidores no

existirán fenómenos de resonancia.

6.4. Análisis Económico

Hasta ahora se ha visto como el instalar los equipos con las especificaciones obtenidas

por medio de la simulación realizada permite obtener beneficios económicos reflejados en las

facturaciones mensuales subsiguientes en cada cliente, sin embargo hay que tomar en cuenta

que dichos componentes tienen un costo asociado, el cual tiene que ser costeado por los

72

mismos usuarios, por lo que es relevante estudiar cual es la factibilidad de que el adquirirlos

les sea rentable.

Lo primero que se tomó en cuenta fue el valor estimado que tenían estos equipos en el

mercado, específicamente los que distribuye la gente de Schneider Electric, esto debido a que

la simulación realizada anteriormente se basó en la información suministrada por ellos. Para

estimar estos costos se tomó como base unos ya conocidos, debido a una licitación previa que

nos fue suministrada por este proveedor, donde se detallan algunos precios asociados a

algunos bancos con diferentes capacidades, la misma se muestra a continuación:

Tabla XXXVI. Licitación de Schneider Electric

Cap. STANDARD (KVAR)

Nivel de Voltaje (V)

PRECIO APROX CON IVA (Bs)

374,5 480 50.322.906,67400 220 74.145.832,07140 480 29.788.711,78160 480 30.702.012,0290 440 24.779.697,41

105 480 25.873.753,19

Podemos notar que para estimar estos precios se tomó en cuenta tanto la capacidad del

banco como el nivel de voltaje, sin embargo no son todas las variables que se consideraron

para estimar dichos costos, ya que también se evaluaron detalles como por ejemplo el tipo de

relé a utilizar, los contactores, etc., al igual que otras cosas como los accesorios de instalación,

el transporte, entre otros, sin embargo a fines de nuestro estudio resulta bastante bueno

limitarnos a las descritas en la tabla XXXVI. Luego, como en los clientes estudiados tenemos

distintas capacidades en los bancos simulados con respectos a los de esta licitación, sin

embargo parecidos y hasta iguales valores de voltaje, entonces se realizó para el caso en que

los niveles de tensión eran cercanos de 480 V o iguales, donde se efectuó una aproximación

lineal basándose en los costos asociados en la tabla anterior, excluyendo el de 400 KVAR que

73

se encuentra a 220 V, y posteriormente con la ecuación obtenida se estimaron los costos

asociados a los bancos simulados para estos niveles de voltaje.

Costo de Compensacion Reactiva (480 V) y = 89.873x + 16.664.464R2 = 1

010.000.00020.000.00030.000.00040.000.00050.000.00060.000.00070.000.00080.000.00090.000.000

100.000.000110.000.000

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1.000Capacidad del Banco (KVAR)

Cos

to d

el B

anco

(Bs)

CotizacionesLineal (Cotizaciones)

Figura 6.4. Aproximación lineal para estimar los costos de los bancos de condensadores (480 V)

Se puede observar que la aproximación lineal obtenida es bastante certera ya que el

valor de R2 es igual a 1, y su definición implica que entre más cercano a uno sea este valor

mejor es la aproximación, además en la ecuación obtenida Y representa el costo del banco y X

el valor de la capacidad del mismo en KVAR.

464.664.16)(*873.89)( += KVARBsCosto ; (480 V)

En cuanto a los condensadores de los clientes con niveles de voltaje cercanos a 220 V,

se estimaron los costos de los mismos obteniendo el valor de Bs/KVA asociado al caso de la

tabla de oferta, y luego multiplicando dicho valor por la capacidad de los bancos que se

obtuvieron para estos niveles de voltaje.

KVABs

KVABs

KVABs 58,364.185

40007,832.145.74

== ; (220 V)

74

Por otro lado se nos suministró en la misma licitación la información referente al los

costos de instalación, la cual oscila entre 30 % y 35% del costo total del banco, por lo que en

este estudio se asumió el 30 % de dicho valor.

Tabla XXXVII. Costos estimados de los bancos de capacitores

Hielos Pta de Piedra 1 480 90 24.753.034,00 7.425.910,20 32.178.944,20

Alimentos el Faro 1 220 46 8.505.400,00 2.551.620,00 11.057.020,00Hielos Johnny 1 440 60 22.056.844,00 6.617.053,20 28.673.897,20Pescandina 1 480 60 22.056.844,00 6.617.053,20 28.673.897,20Hielos Diana

(Agua Cristina) 1 208 39 7.211.100,00 2.163.330,00 9.374.430,00

Hielos Diana 1 208 45 8.320.500,00 2.496.150,00 10.816.650,001 208 105 19.414.500,00 5.824.350,00 25.238.850,002 416 105 26.101.129,00 7.830.338,70 33.931.467,701 480 117,5 27.224.541,50 8.167.362,45 35.391.903,952 480 340 47.221.284,00 14.166.385,20 61.387.669,203 480 230 37.335.254,00 11.200.576,20 48.535.830,204 480 160 31.044.144,00 9.313.243,20 40.357.387,205 480 210 35.537.794,00 10.661.338,20 46.199.132,206 480 125 27.898.589,00 8.369.576,70 36.268.165,707 480 160 31.044.144,00 9.313.243,20 40.357.387,201 480 60 27.898.589,00 8.369.576,70 36.268.165,702 208 125 11.094.000,00 3.328.200,00 14.422.200,00

SENECA (Sede Principal) 1 208 62,5 11.556.250,00 3.466.875,00 15.023.125,00

Costo del Banco (Bs)

Costo de Instalación (Bs)

Inversión Inicial (Bs)

Voltaje (V)

Total KVAR

Rattan 4 de Mayo

Cliente # de TRX


C.C Sambil

Una de las maneras que se utilizó para verificar que tan rentable era la inversión es

hallando el tiempo de retorno de la misma, esto se realizó fácilmente dividiendo el valor de la

inversión inicial entre el ahorro mensual producido por ella, que como se ha mencionado se

refleja en la facturación.

75

Tabla XXXVIII. Tiempo de retorno de la inversión inicial (PAYBACK)

Hielos Pta de Piedra 1 84

Alimentos el Faro 1 41Hielos Johnny 1 128Pescandina 1 85Hielos Diana

(Agua Cristina) 1 49

Hielos Diana 1 521 472 941 562 423 444 625 436 597 511 1032 43

SENECA (Sede Principal) 1 371

Rattan 4 de Mayo

Tiempo de Retorno (Meses)Cliente # de

TRX


C.C Sambil

Este método es conocido como PAYBACK, y me dice aproximadamente en que

cantidad de meses recuperó el dinero invertido en el compensador, sin embargo el mismo no

es del todo preciso, ya que no toma en cuenta el valor del dinero en el tiempo (ya que no es lo

mismo un bolívar hoy que mañana), así como tampoco los costos de operación y

mantenimiento asociados al equipo.

Por ello recurrimos a afinar un poco más estos números correspondiente a la

factibilidad económica tomando en cuenta estos detalles mencionados que son de suma

importancia en un país tan cambiario financieramente como el nuestro. Nos basamos en el

Valor Actual Neto que se refiere teóricamente a traer del futuro al presente cantidades

monetarias a su valor equivalente, a una tasa de descuento predeterminada, ello durante la

vida útil del proyecto. En nuestro caso las entradas se refieren al ahorro mensual pero llevado

76

al presente, bien llamado año cero que es aquel donde se supone que se realizó la inversión

inicial, y las salidas están referidas al gasto de operación y mantenimiento que se tenga en el

transcurso de la vida útil del equipo, este igualmente reflejado en el presente.

Por otro lado la tasa de descuento que se tomó en cuenta fue la tasa mínima aceptable

de rendimiento (TMAR), ya que ella representa lo que todo inversionista espera que crezca su

dinero en términos reales, es decir, ganar un rendimiento mayor a la inflación. La misma en

este estudio es el valor de la inflación durante el año 2005 (14,36 %).

En cuanto al costo de operación y mantenimiento, se asumió anual y como valor real

para el momento de instalación un 3 % del costo de la inversión inicial en todos los casos,

para luego llevarlo a lo largo de los años tomando en cuenta la inflación obtenida en la nación

para el año 2005, la cual se ubicó en aproximadamente 14,36 % como se mencionó antes, ello

de la siguiente manera:

)*%3*%36,14()*%3()1( IIIIerAñoCOM +=

))1(*%36,14()1()2( erAñoCerAñoCdoAñoC OMOMOM +=

))2(*%36,14()2()3( doAñoCdoAñoCerAñoC OMOMOM +=

Finalmente hay que acotar que se tomaron para este análisis 15 años como horizonte

económico, ya que se asumió como el tiempo aproximado de vida útil del equipo

compensador, además de que todos los ingresos y egresos obtenidos durante este tiempo se

llevaron a valor presente mediante la siguiente relación:

nfuturo

presente iV

V)1( +

=

donde el Vfuturo, n (tiempo) e i (tasa de descuento) están reflejados mensual o anualmente

según sea el caso, es decir, las ganancias debido a los ahorros mensuales o los gastos de

operación y mantenimiento respectivamente.

77

Luego de todos estos cálculos se obtuvieron los valores del VPN para cada uno de los

clientes, el cual viene determinado por la siguiente relación:

∑∑ ⋅⋅⋅−⋅⋅⋅= )0()0( AñoalLlevadosEgresosAñoalLlevadosIngresosVPN

Tabla XXXIX. VPN de cada uno de los clientes estudiados

Hielos Pta de Piedra 1 32.178.944,20 28.390.491,53 14.480.524,89 -18.268.977,56

Alimentos el Faro 1 11.057.020,00 19.731.979,71 4.975.659,00 3.699.300,71Hielos Johnny 1 28.673.897,20 16.492.467,71 12.903.253,74 -25.084.683,23Pescandina 1 28.673.897,20 24.772.923,44 12.903.253,74 -16.804.227,50Hielos Diana

(Agua Cristina) 1 9.374.430,00 14.101.934,67 4.218.493,50 509.011,17

Hielos Diana 1 10.816.650,00 15.273.365,64 4.867.492,50 -410.776,861 25.238.850,00 39.219.671,70 11.357.482,50 2.623.339,202 33.931.467,70 26.669.986,07 15.269.160,47 -22.530.642,101 35.391.903,95 46.690.986,34 15.926.356,78 -4.627.274,392 61.387.669,20 106.688.837,30 27.624.451,14 17.676.716,963 48.535.830,20 81.136.238,11 21.841.123,59 10.759.284,324 40.357.387,20 48.280.631,79 18.160.824,24 -10.237.579,655 46.199.132,20 78.832.425,08 20.789.609,49 11.843.683,396 36.268.165,70 45.545.931,60 16.320.674,57 -7.042.908,667 40.357.387,20 58.569.659,04 18.160.824,24 51.447,601 36.268.165,70 26.035.065,80 16.320.674,57 -26.553.774,462 14.422.200,00 24.772.923,44 6.489.990,00 3.860.733,44

SENECA (Sede Principal) 1 15.023.125,00 2.983.964,98 6.760.406,25 -18.799.566,27

Año Cero (0)

VPN

Rattan 4 de Mayo

Inversión Inicial (Bs)

Ahorro Acumulado (Bs)

Gasto de Operación y Mantenimiento (Bs)Cliente # de

TRX


C.C Sambil

Por último hay que destacar que para aquellos suscriptores en los que se encontró un

VPN mayor a cero (VPN>0), se puede decir que es rentable la adquisición de los

compensadores, ya que el valor significa que habrá más ganancias más allá de haber

recuperado la inversión, sin embargo en aquellos en que el VPN fue menor a cero (VPN<0) es

lógico pensar en rechazar la ventaja de estos equipos, ya que no es para nada rentable.

Igualmente de haberse dado el caso en que el VPN fuese igual a cero (VPN=0), entonces se

puede aceptar la idea pero sabiendo que sólo se cumplen con las expectativas mínimas que se

pensaban obtener. De la misma manera hay que evidenciar que estos resultados obtenidos son

aproximados totalmente, ya que la inflación tienden a variar considerablemente debido a la

78

alta inestabilidad económica de nuestra país, además hay que tomar en cuenta que las tarifas

de facturación de la empresa eléctrica también se asumieron constantes, y las mismas pueden

ir a lo largo de los años incrementándose considerablemente, aumentando así el ahorro

obtenido mensualmente, también se puede dar el caso de que el mantenimiento de los equipos

se realice en un tiempo distinto al asumido, entre otras.

Además hay que acotar que en la TMAR teórica hay que asumir un premio al riesgo,

lo cual está asociado al peligro que tiene el inversionista por invertir su dinero (siempre que

no lo coloque en el banco), y por arriesgarlo merece una ganancia adicional sobre la inflación,

sin embargo en nuestro estudio no se asumió ya que se partió del hecho de que la inversión de

instalar los compensadores es bastante segura, ello porque no presenta fluctuaciones a lo largo

del tiempo y no tiene competencia con otros productos apreciables.

79

CAPÍTULO 7: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Se pudo notar como estos clientes grandes del Estado Nueva Esparta estudiados no

tenían problemas apreciables con los armónicos, ello principalmente porque los mismos no

poseen en su interior cargas que sean fuertemente contaminantes.

Como el factor de potencia se define como la relación que existe entre la potencia

activa (KW) y la potencia aparente (KVA), también se puede considerar como un indicativo

de la eficiencia con que se está utilizando la energía eléctrica para producir un trabajo útil.

En los clientes con más cargas de naturaleza inductiva el factor de potencia era más

bajo, por ejemplo en SENECA (Sede principal) no existe mucha carga de este tipo y se pudo

notar un fp alto sin compensar.

Hay que aclarar también que la empresa SENECA se encuentra con las tarifas

congeladas desde el año 2002, lo cual también puede influir en que ha algunos clientes no les

sea factible económicamente adquirir compensación. Sin embargo, también se resalta el hecho

de que se asumió la tasa de inflación constante a lo largo de los años de estudio, lo cual es

totalmente falso, ya que en un país como el nuestro es bastante cambiante.

Para todos estos clientes estudiados sería difícil el instalar compensación fija, ello

debido a lo variable que es la curva de carga en ellos.

Hay que tomar en cuenta que los costos asociados a los bancos simulados fueron

desprendidos de unas cotizaciones realizadas por Schneider Electric, por lo que se recomienda

buscar las cotizaciones de otros proveedores para compararlas y obtener si es posible algunas

mejoras.

Otra recomendación importante es que se les realice a los equipos analizadores de red

sus calibraciones, ya que el mismo a veces presentaba errores en las mediciones obtenidas.

80

También es recomendable que paralelamente a la acción de instalar condensadores, se

vaya solicitando a la empresa eléctrica la disminución de la demanda contratada inicialmente,

ya que de lo contrario la instalación no tendría efecto en algunos casos.

A los clientes se les exhorta a encender su carga diaria de manera progresiva, y no

toda al mismo tiempo para así intentar registrar menos demanda máxima en las facturaciones

del mismo.

81

BIBLIOGRAFÍA

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ahorro de energía en la empresa CATIVEN S.A.”.Luís Beltrán Castro Omaña. Marzo 1998,

Universidad Simón Bolívar.

[2] Catálogo de Varplus. “Power factor correction and harmonic filtering”. Schneider Electric

[3]Curso de “Calidad del Servicio Eléctrico (CT-5362)”. Prof. Roberto Alves. Noviembre

2005, Departamento de Conversión y Transporte de Energía. Universidad Simón Bolívar.

[4] Informe final de pasantía, “Estudio de armónicos en la red de baja tensión del Sistema del

Estado Nueva Esparta”. Gabriel Padilla Chacín. Marzo 2001, Universidad Simón Bolívar.

[5]Impacto de la incorporación de cargas con elevado contenido armónico sobre el sistema

eléctrico asociado a la S/E Jusepín I de PDVSA. Alves, Roberto; Pesse, Gastón; Ramírez,

Carlos. 1999.

[6] http://www.mipagina.cantv.net/micerinos/Armonicos.htm

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energético en la planta POLAR C.A.”.Daniela Díaz Irizarry. Enero 1999, Universidad Simón

Bolívar.

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Venezuela.

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[11] “Manual Power Profile”. Unipower

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in Electrical Power Systems”.

[14] “Reglamento de Servicio”. Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta. Junio 1998.

82

[15] http://www.lmphotonics.com/pwrfact.htm [16] “Fundamentos de Ingeniería Económica”. Gabriel Baca Urbina. Segunda Edición. Mc

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[17] “Power factor correction and harmonic filtering”. Catalogue 2000. Schneider Electric. [18] Codelectra. Código Eléctrico Nacional. Codelectra. Caracas 1999. [19] CT-7555 Tópico Especial. Revisión de los indicadores de Calidad de Servicio Eléctrico. Matas, Guillermo; Neira, Ana. Sartenejas Abril-Julio 2005. [20] http://members.tripod.com/JaimeVp/Electricidad/armonico519_pag2.htm

83

ANEXOS

437E3155.fm/52 Schneider Electric

Power factor correctionand harmonic filtering

Capacitors and banks 60 Hz network480 V network voltageVarplus M capacitors

The range of Varplus M modular capacitors consists of the Varplus M1 and Varplus M4 capacitors, whose different assembly combinations cover power ratings from 10 to 100 kvar under 480 V/60 Hz. The range is available in different types according to the level of harmonic pollution.

Standard type capacitorsNo polluted network (Gh/Sn

15 %)

Varplus M1 Varplus M4480 V (kvar) Ref. 480 V (kvar) Ref.

10 52432 50 5243512.5 52433 60 52436

15 52434

Overrated type capacitorsPolluted network (15 % < Gh/Sn

25 %)

051

327 Varplus M1 Varplus M4

480 V (kvar) 525 V (kvar) Ref. 480 V (kvar) 525 V (kvar) Ref.10 12.5 52432 50 60 52435

12.5 15 52433 60 70 5243615 18 52434

Detuned typeHighly polluted network (25 % < Gh/Sn

50 %)

On request.

Technical data capacitor rated voltage: 525 V, three-phase 60 Hz maximum assembly power ratings: several Varplus M1: 60 kvar Varplus M4 and several Varplus M1: 100 kvar.

Note: two Varplus M4 capacitors cannot be assembled together.

HQ protection system built into each single-phase element: high current fault protection by an HRC cartridge fuse low current fault protection by the combination of an overpressure disconnect device with an HRC fuse. capacitance value tolerance: 0, +10 % insulation level: withstand 60 Hz 1 min: 6 kV impulse wave withstand 1.2/50 µs:- 25 kV if the rear panel is at least 15 mm away from all metal frames- 11 kV if the rear panel is up against a metal frame. maximum permissible current: standard type: 1.43 In (480 V) overrated type: 1.43 In (480 V). maximum permissible voltage (8 hours over 24 hours as in IEC 60831): standard type: 577 V overrated type: 577 V. internal discharge resistors: 50 V 1 min. losses 0.7 W/kvar, discharge resistors included temperature class (480 V): temperature of ambient air (°C)

Varplus M1 and M4

E9

242

7

Weight of Varplus M1: 2.5 kg

E92

428

E89

596

Weight of Varplus M4: 10 kg

Accessories for Varplus M1

Accessories forVarplus M4

E89

595

Power(kvar)

Max. Highest average over all periods of24 hrs 1 year

Up to 85 55 45 35

86 to 100 50 40 30

minimum temperature of ambient air: -25 °C. colour: base and accessories: RAL 9002 elements: RAL 9005. standards: IEC 60831 1/2, NF C 54-104, VDE 0560 Teil 41, CSA 22-2 No190, UL 810.

E8

959

8

E8

959

7

Accessories for Varplus M1 Ref.Three-phase cable entry box (IP42) 52460Set of three terminal covers-front connection 52461


InstallationAssembly on vertical support (elements must be horizontal).For a lightning withstand of 25 kV, respect a distance of 15 mm between the rear panel and all metal frames.

M8

218

210 95,5 11695,5 211,5

100

192

21035032583

95,5445,5 113

M8

218192

ref. 52461front connection


ref. 52460frontconnection


437E3140.fm/46 Schneider Electric



The range of Varplus M modular capacitors consists of the Varplus M1 and Varplus M4 capacitors, whose different assembly combinations cover power ratings from 10 to 100 kvar under 440 V/60 Hz. The range is available in different types according to the level of harmonic pollution.


15 %)


10 52426 60 5242915 52427 65 52430

17 52428

Overrated type capacitorsPolluted network (15 % < Gh/Sn

25 %)

051

327 Varplus M1 Varplus M4

440 V (kvar) 525 V (kvar) Ref. 400 V (kvar) 525 V (kvar) Ref.10 12.5 52432 60 60 52435

15 15 52433 65 70 5243617 18 52434

Detuned typeHighly polluted network (25 % < Gh/Sn

50 %)

On request.

Technical data capacitor rated voltage: standard type: 470 V, three-phase 60 Hz overrated type: 525 V, three-phase 60 Hz. maximum assembly power ratings: several Varplus M1: 60 kvar Varplus M4 and several Varplus M1: 100 kvar.Note: two Varplus M4 capacitors cannot be assembled together. HQ protection system built into each single-phase element: high current fault protection by an HRC cartridge fuse low current fault protection by the combination of an overpressure disconnect device with an HRC fuse. capacitance value tolerance: 0, +10 % insulation level: withstand 60 Hz 1 min: 6 kV impulse wave withstand 1.2/50 µs:- 25 kV if the rear panel is at least 15 mm away from all metal frames- 11 kV if the rear panel is up against a metal frame. maximum permissible current: standard type: 1.3 In (440 V) overrated type: 1.43 In (440 V). maximum permissible voltage (8 hours over 24 hours as in IEC 60831): standard type: 517 V overrated type: 577 V. internal discharge resistors: 50 V 1 min. losses 0.7 W/kvar, discharge resistors included temperature class (440 V): temperature of ambient air (°C)

Varplus M1 and M4

E9

242

7


E92

428

E89

596




E89

595

Power(kvar)


0 to 76 55 45 35

77 to 100 50 40 30


E89

598

E89

597




M8

218

210 95,5 11695,5 211,5

100

192

21035032583

95,5445,5 113

M8

218192





437E3100.fm/33Schneider Electric



The range of Varplus M modular capacitors consists of the Varplus M1 and Varplus M4 capacitors, whose different assembly combinations cover power ratings from 3 to 60 kvar under 240 V/60 Hz. The range is available in different types according to the level of harmonic pollution


15%)


3 52410 40 524155 52411 42.5 52416

6.5 524127.5 52413

10 52414

E51

327

Overrated type capacitorsPolluted network (15% < Gh/Sn

25%)

Varplus M1 Varplus M4240 V (kvar) 415 V (kvar) Ref. 240 V (kvar) 415 V (kvar) Ref.

2 7 52417 22 60 524223 9 52418 25 75 524234.5 13.5 524195.5 18 524206.5 19.5 52421

Detuned typeHighly polluted network (25% < Gh/Sn

50%)

On request.

Technical data capacitor rated voltage: standard type: 240 V, three-phase 60 Hz overrated type: 415 V, three-phase 60 Hz. maximum assembly power ratings: several Varplus M1: 30 kvar Varplus M4 and several Varplus M1: 60 kvar.Note: two Varplus M4 capacitors cannot be assembled together. HQ protection system built into each single-phase element: high current fault protection by an HRC cartridge fuse low current fault protection by the combination of an overpressure disconnect device with an HRC fuse. capacitance value tolerance: 0, +10 % insulation level: withstand 60 Hz 1 min: 6 kV impulse wave withstand 1.2/50 µs:- 25 kV if the rear panel is at least 15 mm away from all metal frames- 11 kV if the rear panel is up against a metal frame. maximum permissible current: standard type: 1.3 In (240 V) overrated type: 1.5 In (240 V). maximum permissible voltage (8 hours over 24 hours as in IEC 60831): standard type: 264 V overrated type: 456 V. internal discharge resistors: 50 V min. losses 0.7 W/kvar, discharge resistors included temperature class (240 V): temperature of ambient air (°C).

Varplus M1 and M4

E92

427


E92

428

E8

959

6




E8

959

5

Power(kvar)


Up to 40 55 45 35

41 to 50 50 40 30

51 to 60 45 35 25


E89

598

E89

597

Accessories for Varplus M1 Ref.Three-phase cable entry box (IP42) 52460

Set of three terminal covers-front connection 52461

Accessories for Varplus M4 Ref.Three-phase cable entry box (IP42) 52464

Set of three terminal covers-front connection 52462


M8

218

210 95,5 11695,5 211,5

100

192

21035032583

95,5445,5 113

M8

218192






Power factor correctionmodule P400 RectiphaseCatalogue

2000

1Schneider Electric

Power factor correction 2Power factor equipment selection guide 3General technical data 4Capacitors and banks 50 Hz 6400/415 V network voltageP400 power factor correction modules 6P400 DR power factor correction modules 10

LC1-D•K contactors for capacitor switching 11Varlogic power factor controllers 12


Contents


2 Schneider Electric

M

GhkVA

SnkVA

M

M

P kW

Qckvar

P kWP kW

Qckvar

Qckvar

(case 1)(case 3)

(case 2)

Power factor correction

Why reduce power factor ?Many electrical loads (transformers, motors, air conditioners, fluorescent tubeballasts,…) consume reactive power.Power factor correction refers to the installation of a capacitor equipment to providethis reactive power instead of the distribution network.This has the following advantages:c a saving on electrical equipment by a reduction of power demand in kVAc an increasing of the available power at the transformer secondaryc fewer voltage drops and Joule losses in a cablec saving on electricity bills through:v the suppression of excessive reactive power consumptionv the reduction of maximum power demand.

Effects of harmonics on capacitorsSome loads (variable speed drives, static converters, welding machines, arcfurnaces, fluorescent tubes,…) pollute the electric network by creating harmonicswhich may cause capacitor overloads.In order to take account of harmonic effects on capacitors, proper section of thetype of compensation equipment is essential:c standard typec overrated type (overrated capacitors)c detuned type (overrated capacitors associated with detuned reactors) asdescribed in the paragraph below.For harmonic filtering, please consult us.

How to compensateCapacitor equipment are chosen according to the following criteria:c reactive power to be installedThe equipment power Qc (kvar) can be calculated in two ways:v from the reactive power invoicedR (kvar.h) and the operating time of the installation:

v from the active power and the power factor of the installation:Qc (kvar) = P (kW) x (tan f - tan f’)where tan f corresponds to the cos f of the installation before compensation andtan f to the required cos f after compensation.NB: if Qc > 1000 kvar, HV compensation may be considered.c compensation modeThere are 3 compensation modes depending on equipment location:v global compensation installed at the main LV distribution switchboard level (case 1)v partial compensation or compensation by sector is advised when the installationis made up of several workshops with different load conditions. Equipment areinstalled at the secondary switchboard level (case 2)v individual compensation (case 3) installed at the load terminals. This is advisedwhen the power of loads (motor or transformer) is considerable compared with totalinstallation power.c fixed or automatic compensationIn the case of global or workshop compensation, the Qc/Sn criterion enableschoice between a fixed and an automatic capacitor bank. The 15% threshold is aguide value recommended to prevent the eflects of off-load overcompensation.v Qc/Sn < 15% fixed compensationv Qc/Sn > 15% automatic compensation.c types of capacitor equipmentCapacitor equipment are available in three types depending on the levelof harmonic pollution of the network.The Gh/Sn ratio is used to select the type of capacitor equipment required:

v if i 15%, standard type equipment is appropriate.

v if 15% < i 25%,

overrated equipment is designed to withstand harmonic stresses.470 V rated voltage capacitors are used.

v if 25% < i 60%,

detuned type equipment includes 470 V rated voltage capacitors associatedwith detuned reactors.

v if > 60%, filters need to be installed. Please consult us.

Sn: transformer apparent power.Gh: apparent power of harmonic-producing loads (variablespeed drives, static converters, power electronics,…)Qc: compensation equipment power.

E36

812

R (kvar.h)t (h)

Qc (kvar) =

GhSn

GhSn

GhSn

GhSn

3Schneider Electric


Power factor equipmentselection guide

Varplus M capacitorsRectibloc fixed capacitor banks

Rectimat 2 automatic capacitor banksReactive compensation equipment in Prisma cubiclesStatic compensation banks

Components and subassemblies for power factor equipment:

Power factor correction modulesPower factor controllersContactors for capacitor switchingDetuned reactors

Fixedcompensation

Qc / Sn

230 V to 690 V - 50/60 Hz networks

Gh / Sn

Standard type Overrated type Detuned type

iiiii 15%

Standard type Overrated type Detuned type

15 to 25% > 25% (*)

Automaticcompensation

Gh / Sn

(*) When Gh/Sn > 60%, filters need to be installed. Please consult us.

iiiii 15% 15 to 25% > 25% (*)

Sn: transformer apparent power

Gh: apparent power of harmonic-producing loads (variable speed drives, static converters, power electronics,…)

Qc: compensation equipment power

iiiii 15% > 15%



General technical data

Varplus M capacitorsc Varplus M capacitors cover a wide range of voltages (230 V to 690 V) and powerrating from a limited number of referencesc their technology relies on the use of a self-healing metallised polypropylene filmrequiring no gas or liquid impregnationc the HQ (high quality) protection system built into each capacitor elementguarantees operating safety. With its unique, patented design it has been used formore than 10 years on several million elementsc the HQ system provides protection against the two types of faults encountered ascapacitors approach the end of their service life. High current fault protection isprovided by a fuse with a high breaking capacity, where as low current faultprotection is provided by the combination of an overpressure disconnect devicewith the HRC cartridge fusec whatever the fault, pressure inside the capacitor element is always limited to avalue far lower than the maximum admissible pressurec in both cases, a standard HRC fuse is used to break the electric circuit.The plastic enclosure of the Varplus M capacitors has double electrical insulationc the plastics used offer both outstanding mechanical properties and maximumself-extinguishing ratings (UL94 5 VB certification).

Varlogic R6 and R12 controllersc Varlogic R6 and R12 meet the specifications of most applications with standardfeatures:v panel or DIN rail mountingv phase to phase or phase to neutral connectionv independent alarm contactv four regulation programsv seven step combination.c a quality display (numerical on Varlogic R6, alphanumerical on Varlogic R12)enables:v display of the cos f and the energised stepsv indication of alarm trippingv visualisation of setting and programming operations.c eight alarm situations can be detected and reported on the display.The alarm message continues to be displayed on the screen once the faultdisappears until it is resetc in the event of low voltage or micro voltage, all capacitor steps are automaticallydisconnected in order to protect the equipmentc commissioning of the Varlogic R6 and R12 controllers is simplified by:v insensitivity to CT polarityv insensitivity to phase rotation polarityv automatic C/K ratio search featurev signalling of connection errorsv a very detailed user manual.

Varlogic RC12 controllerc the RC12 Varlogic controller includes all eight alarms of the R12 model and thefollowing control fonctions:v temperature inside the capacitor bankv capacitance Ioss of each capacitor stepv current overload (rms/In)v total voltage harmonic distortionv overvoltage.An alarm is activated if the programmed thresholds are exceeded: closing of thealarm contact, message on display, indication by red LED.In situations of overvoltage, overtemperature or capacitor overload, all steps areautomatically disconnected in order to protect the equipment.c the information measured and processed for control requirements can bedisplayed:v configuration of contacts (normal connected or disconnected step, fixed step,step not used, free contact or fan contact)v load and reactive currentsv total voltage harmonic distortionv step status (normal operation or with reduced capacitance)v current overloadv alarm thresholdsv compensation equipment test procedure.c the Varlogic RC12 programming options make it possible to meet complexspecifications:v generator set applications,v power factor correction with fixed step,v overcompensation prevention,v minimum power factor.

Cross-section of a capacitor element

E33

450

0526

78R

0526

81R

Varlogic R6

Varlogic R12

Varlogic RC12

Varlogic controllers simplify design,commissioning, monitoring andmaintenance of automatic compensationequipment

0526

76R

HRC fuse

metallic disc

dischargeresistor

overpressure disconnectdevice

5Schneider Electric


LC1-D•K contactors to control capacitorsLC1-D•K contactors are specifically designed for capacitor switching.

Contactors with unique technologyThe LC1-D•K contactors are equipped with a set of contacts and current limitingresistors. This technology is unique and patented.

DurabilityUse of the LC1-D•K contactors is a ready-to-use solution avoiding installation ofdamping reactors. Their durability is far greater than 300 000 operations under 400 V.

Safety of personsContactors cannot be operated manually.They are equipped with terminal covers for finger contact protection.

Safety of installationsCurrent limiting resistors being switched off after the initial switching peak adefective contactor pole will not result in permanent current going through theresistor and will avoid the resistor to burn.

Power factor correction modules P400The Power factor correction modules P400 are incorporated in LV electricswitchboards to form an automatic compensation equipment. These modulesconsist of:c Varplus M capacitorsc LC1-D•K contactorsc a set of HRC fuses.

This prewired solution guarantees design. In the case of highly polluted networks,the power factor correction module with integrated detuned reactor (DR) forms aunit tuned at 4.3 the standard value.

Compensation banksCompensation banks are designed for fixed or automatic compensation.

Automatic compensation banksThese mainly include:c Varplus M capacitors;c LC1-D•K ccntactors ;c a Varlogic power factor controller according to the controller programming mode(1-1-1-, 1-2-2, 1-1-2)…, the number of apparent steps may be less than thenumber of electric steps (regulation).

Static capacitor banksBanks equipped with static contactors are available for installations with rapidregulation requirements.

In highly polluted networks, detuned reactors are connected with the capacitorsto form a unit tuned at 4.3 (standard value). These are the detuned type capacitorbanks.In some configurations (low Ssc high capacitor power), a different tuning frequencymay be required to prevent disturbing the power network remote control frequency.Contact our sales departments.NB: for oversized and detuned type capacitors and banks, the reactive powergiven is that provided at the network voltage.

0513

39d

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LC1-D•K contactors

Automatic compensation banks

General technical data05

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Power factor correction modules P400



Capacitors and banks 50 Hz400/415 V network voltageP400 power factor correction modules

Standard typeNo polluted network (Gh/Sn y 15%)

P400 power factor correction modules400/415 V In (A) Fuse: Reference weight(kvar) size (kg)

25 Single 36 OO 52748 1630 Single 44 OO 52749 1645 Single 65 OO 52750 1850 Single 72 OO 52751 2060 Single 87 OO 52752 2075 Single 108 O 52753 2290 Single 130 O 52754 2212.5+25 Double 54 OO 52755 1915+30 Double 65 OO 52756 1915+45 Double 87 OO 52757 2125+25 Double 72 OO 52758 2125+50 Double 108 OO 52759 2330+30 Double 87 OO 52760 2130+60 Double 130 O 52761 2345+45 Double 130 O 52762 23

Overrated typePolluted network (15% < Gh/Sn y 25%)

P400 power factor correction modules415 V 470 V In (A) Fuse: Reference weight(kvar) (kvar) size (kg)

25 32 Single 35 OO 52779 1850 65 Single 70 OO 52780 2075 97 Single 104 O 52781 2212.5+12.5 16+16 Double 35 OO 52775 1912.5+25 16+32 Double 52 OO 52776 1925+25 32+32 Double 70 OO 52777 2125+50 32+65 Double 104 O 52778 23

400 V 470 V In (A) Fuse: Reference weight(kvar) (kvar) size (kg)

20 29 Single 29 OO 52763 1830 43.5 Single 44 OO 52764 1835 48.5 Single 51 OO 52803 2040 58 Single 58 OO 52765 2050 72.5 Single 72 OO 52766 2260 87 Single 87 OO 52767 2270 97 Single 101 O 52768 2210+20 14.5+29 Double 40 OO 52769 1910+30 14.5+43.5 Double 58 OO 52770 2110+40 14.5+58 Double 72 OO 52771 2120+40 29+58 Double 87 OO 52772 2330+30 43.5+43.5 Double 87 OO 52773 2335+35 48.5+48.5 Double 101 O 52774 23

P400 power factor correction modules

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The power factor correction modules forma prewired automatic compensationsubassembly designed for mounting inuniversal and functionnal cubicles.Different types of module are availableaccording to the level of harmonic pollution.

(*) fixing point

E72

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E72

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P400 module dimensions(cubicle depth, 400 mm)

7Schneider Electric



Technical datab capacitor rated voltage:v standard type: 415 V, three-phase 50 Hzv overrated type: 470 V, three-phase 50 Hzb capacitance value tolerance: 0, +10 %b insulation level:v 0.66 kVv withstand 50 Hz, 1 min: 2.5 kVb maximum permissible current:v standard type: 1.3 In (400 V)v overrated type: 1.5 In (400 V)b maximum permissible voltage (8 hours over 24 hours as in IEC 831):v standard type: 456 Vv overrated type: 517 Vb temperature class (400 V):v maximum temperature: 40 °Cv average temperature over 24 hrs: 35 °Cv average annual temperature: 25 °Cv minimum temperature: –5 °Cb degree of protection: IP20 front faceb colour: RAL 9002b standards: IEC 439-1, EN 60439.

Connection module Ref.With fixation kit (600, 700, 800) 52800

Accessories Ref.Cross-members

2 P45 cross-members 52795

Extension piecesFor 700 wide cubicle 52794For 800 wide cubicle 52796

Modular busbars for 800 mm wideFor fuses… Size OO 52801For fuses… Size O 52802

Power factor controllersR6 6 steps 52400R12 12 steps 52401

Installationb horizontal mounting:v in 600 mm wide cubicle (in 700 and 800 mm wide cubicles using extension pieces)b fastened to cubicle columns using P45 fastening cross-membersb vertical distance between plates: 55 mm minimumb control circuit power supply: 230 V/50 Hz.




IP00 connection module,standard and H type(Ref. 52800)Used to connect:b the power and control cables of the power factor correction module contactors(5 power factor correction modules maximum)b the cubicle supply cables.

It is supplied with:b 4 P45 cross-membersb 2 extension pieces.O 3 power connection bars (800 A maxi), marked L1, L2, L3P Control circuit transformer supplying contactor coils 400/230 V, 250 VAQ Control circuit protection fusesR Contactor control distribution terminal blockS P45 sliding cross-members, for mounting in 400 and 500 mm deep cubiclesT Extension pieces for mounting in 700 or 800 mm wide cubiclesU power factor correction module connection: 5 x ø 10 holes per phaseV customer incomer cable connection: 2 x M12 bolts per phase.To simplify connection of supply cables, we recommend to install the connectionmodule at least 19 cm from the ground.

Connection module IP00

a: cubicle L = 600b: cubicle L = 700c: cubicle L = 800

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9Schneider Electric



2 P45 cross-members (ref. 52795)

Extension pieces for 700wide cubicles (ref. 52794)

Extension pieces for 800wide cubicles (ref. 52796)

E72

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E62

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1 busbar for Imp y 630 A 2 busbars for Imp > 630 A

Drawing of busbarwith fuse OO(ref. 52801)

Drawing of busbarwith fuse O(ref. 52802)

E62

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Accessories for P400 power factorcorrection modules, standard and H type

P45 fastening cross-members(Ref. 52795)Specially designed horizontal cross-members allow easy installation of the powerfactor correction modules in all types of functional and universal cubicles, 400 and500 mm deep.Possible fixing centre distances are: 325, 337, 349, 425, 437, 449 ± 4 mm.Automatically ensure proper depth positioning of the module and maintainthe 55 mm distance between modules.The P45 cross-members, sold in pairs, must be ordered separately.

Extension pieces for 700 and 800 wide cubicles(Ref. 52794 and 52796)Allow the extension of the correction modules for 700 and 800 mm wide cubicles.The extension pieces are delivered with the 4 fixing screws for the module.

IP00 modular busbars for 800 mm wide cubicles(Ref. 52801 and 52802)Maximum constant current :b Imp y 630 Av 1 single busbar from top to bottomv incoming cable at bottom of cubicleW: fish-platesb Imp > 630 Av 2 separate busbarsv Incoming cable at bottom of cubiclev Incoming cable at top of cubicleW: fish-platesDo not mount fish-plates in the middle of the cubicle to separate the 2 busbars.

2 busbar catalogue numbers:b for fuse size OOb for fuse size O.Application requiring use of the R800 extension.

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Capacitors and banks 50 Hz400/415 V network voltageP400 DR power factor correction modules

Detuned typeHighly polluted network (25 % < Gh/Sn y 60 %)

P400 DR power factor correction modulesTuning order 400/415 V Fuse Size Reference Weight(Hz) (kvar) (A) (kg)

135 12.5 40 OO 52782 29135 25 63 OO 52783 42135 50 125 OO 52784 59190 12.5 40 OO 52785 26190 25 63 OO 52786 34190 50 125 OO 52787 48215 12.5 40 OO 52788 27215 25 63 OO 52789 36215 50 125 OO 52790 49

Technical datab capacitor rated voltage: 470 V, three-phase 50 Hzb tuning oder: 2.7 - 3.8 - 4.3b maximum permissible current: 1.27 In (400 V)b maximum permissible voltage (8 hours over 24 hours as in IEC 831): 517 Vb degree of protection: IP20 front faceb standard: IEC 439-1, EN 60439.

Installationb horizontal mounting:v in 700 and 800 mm wide cubicles depth: 400 mmb fastened to cubicle columns using fastening cross membersb vertical distance between plates: 55 mm minimumb control circuit power supply: 230 V/50 Hzb ventilation compulsory see "guide for P400 DR power factor correction modules".Nota: each module is delivered with 2 fastening cross-members and fishplates forparallel connection of several modules.

P400 DR power factor correction modules

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This precabled automatic compensationsubassembly with integrated detunedreactors (DR) is designed for highlypolluted networks

P400 DR module dimensions(cubicle depth, 400 mm)

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11Schneider Electric


The LC1-D•K contactors have beenespecially designed for capacitor switching.

Technical datac references and maximum power ratingsPower ratings in the table below are given under the following conditions:

Switching peak current LC1-D•K 200 InMaximum switching rate LC1-DFK, DGK, DLK 240 operation cycles per hour

LC1-DMK, DPKLC1-DTK, DWK 100 operation cycles per hour

Electrical durability LC1-DFK, DGK 400 V 300 000 operation cyclesAt nominal load LC1-DLK, DMK, DPK 690 V 200 000 operation cycles

DTK, DWK

Power rating Instantaneous Tightening Base reference Weightat 50/60 Hz auxiliary torque to be completedθ iiiii 55 °C contacts on by control

cable end voltage code (1)220 V 400 V 660 V240 V 440 V 690 V(kvar) (kvar) (kvar) "NO" "NC" N.m kg

6.5 12.5 18 1 1 1.2 LC1-DFK11•• 0.43- 2 1.2 LC1-DFK02•• 0.43

8.5 15 24 1 1 1.7 LC1-DGK11•• 0.45- 2 1.7 LC1-DGK02•• 0.45

10 20 30 1 1 1.9 LC1-DLK11•• 0.6- 2 1.9 LC1-DLK02•• 0.6

15 25 36 1 1 2.5 LC1-DMK11•• 0.63- 2 2.5 LC1-DMK02•• 0.63

20 30 48 1 2 5 LC1-DPK12•• 1.325 40 58 1 2 5 LC1-DTK12•• 1.340 60 92 1 2 9 LC1-DWK12•• 1.65

(1) control voltage (••)

Volts 110 220 230 240 380 400 41550/60 Hz F7 M7 P7 U7 Q7 V7 N7

For other control voltages please consult us.

LC1-D•K contactorsfor capacitor switching

0513

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LC1-D•K contactors



Technical datac general datav accuracy: 2,5 %v operating temperature: 0…50 °Cv storage temperature: – 20° C…60 °Cv colour: RAL 7021v standards:– EMC: EN 50082-2, EN 50081-2– electrical: CEI 664, VDE 0110, IEC 1010-1, EN 61010-1.v panel mountingv mounting on 35 mm DIN rail (EN 50022)v protection class in panel mounting: IP40v 7 segment display (R6 type)v 16 character display (R12 and RC12 types) (french, english, german, spanish)v alarm contactvalarm message memory and reset function.c inputsv phase to phase or phase to neutral connectionv insensitive to CT polarityv insensitive to phase rotation polarityv tripping on microcuts in excess of 15 msv current input: CT…/ 5 A class 1v minimum current at CT secondary– R6, R12 type: 0.18 A– RC12 type: 0.036 A.c outputsv potential free output contacts:– AC: 2 A/400 V, 2 A/250 V, 2 A/120 V– DC: 0.3 A/110 V, 0.6 A/60 V, 2 A/24 V.c settings and parametersv target cos f setting: 0.80 ind…0.9 capv automatic C/K ratio search featurev manual setting of C/K: 0…1.99v regulation programs:– normal (2 + linear)– circular A (circular)– circular B (1 + circular)– S (linear).v step combinations:1.1.1.1.1.11.2.2.2.2.21.2.3.4.4.41.1.2.2.2.21.2.3.3.3.31.2.4.4.4.41.1.2.3.3.3v delay between successive connections of the same step– R6, R12 type: 0.18 A– RC12 type: 0.036 A.v step configuration programming (fixed / auto / not used) (RC12)v generator application (RC12)v manual control for operating test.

Varlogic R6

0526

76R

Varlogic R12

Varlogic RC12

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0526

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Varlogic power factor controllers

The Varlogic controllers permanentlymeasure the reactive power of theinstallation and control connection anddisconnection of capacitor steps in order toobtain the required power factor.

13Schneider Electric


Type Number of step Supply Measuring ref.output contacts voltage (V) voltage (V)

R6 6 220/240-380/415 220/240-380/415 52400R12 12 220/240 99…456 V 52401RC12 12 220/240 99…456 V 52403

Information supplied R6 R12 RC12Cos f c c cConnected steps c c cPeriod before switching c c cStep output contact configuration cStep output status (capacitance loss monitoring) cLoad and reactive currents cTotal voltage harmonic distortion THD (U) cVoltage, temperature, powers (S, P, Q), Irms/In ("expert" level) cVoltage harmonic spectrum (orders 3, 5, 7, 11, 13) cAlarms Automation R6 R12 RC12

Low power factor c c cHunting unstable regulation c c cAbnormal cos f < 0.5 ind or 0.8 cap c c cOvercompensation c c cFrequency not detected +/– 1 Hz regulation is stopped cduring startup +/– 2 Hz regulation is stopped c cOvercurrent > 6 A within 180 s c c cVoltage low < 0.8 Uo within 1 s disconnection (2) c c cVoltage high > 1.2 Uo within 60 s c cOvervoltage > 1.2 Uo within 60 s disconnection (2) c

> 1.1 Uo within 30 min disconnection (2) cOvertemperature > 35 °C (1) fan contact c

> 50 °C (1) disconnection (2) cTotal harmonic distortion > 7 % within 120 s (1) cCurrent overload > 1.5 within 120 s (1) disconnection (2) cCapacitor output low significant capacitance loss cWarnings R6 R12 RC12

Low current < 0.24 A within 2 s c c< 0.05 A within 2 s c

High current > 5.50 A within 30 s c c cVoltage not detected c c

Uo: input voltage (measurement)(1): adjustable threshold(2): capacitor steps are automatically reconnected after fault clearance and a safety delay

Varlogic power factor controllers

CF

IED

2000

88E

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200

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eser

ved

Schneider Electric Industries SA

RectiphaseBP1074371 Pringy cedexFrancetél. : (33) 04 50 66 95 00fax : (33) 04 50 27 24 19

09-2000

Design: Schneider Electric - AMEGPhotos: Schneider ElectricPrinted: ColorPress - 2000 ex.

As standards, specifications and designs change from time to time, please ask for confirmationof the information given iin this publication

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ART 96968

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