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SEMINARIO DE PROYECTOS:

“SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN Y APLICACIÓN DE LAENERGIA ELECTRICA EN LA INDUSTRIA”.

ALUMNO:

JUAN ANTONIO LIMON BADILLO.

ASESOR:DR. HERNANDO ROMERO PAREDES RUBIO

Vo. Bo.

____________________________COORDINADOR DE LA LICENCIATURA

DE INGENIERIA EN ENERGÍA:DR. HERNANDO ROMERO

PAREDES RUBIO

Vo. Bo.

____________________________ASESOR: DR. HERNANDO ROMERO

PAREDES RUBIO

CAPITULO I

ANTECEDENTES. 1

OBJETIVOS. 2

CAPITULO IISISTEMAS DE DITRIBUCIÓN Y APLICACIÓN DE LA ENERGIA

ELECTRICA EN LA INDUSTRIA.

1. SUMINISTRO DE LA ENERGIA ELECTRICA. 4

1.1. TRAMITACION DE SOLICITUDES Y CELEBRACION DECONTRATOS PARA EL SUMINISTRO DE ENERGIAELECTRICA.

4

1.2. TARIFAS ELECTRICAS Y TENSION DE SUMINISTRO. 5

1.3. SOLICITUD DEL SERVICIO DE ENERGIA ELECTRICA. 12

1.4. UNIDAD DE VERIFICACION DE INSTALACIONESELECTRICAS (U.V.I.E.) 13

1.5. ESPECIFICACIONES TECNICAS REQUERIDAS EN UNAACOMETIDA. 16

1.6. NORMALIZACION. 17

2. SUBESTACIONES. 18

2.1 CUCHILLA DESCONECTADORA DE OPERACIÓN SINCARGA. 19

2.2 APARTARRAYOS Y PROTECCIONES CONTRASOBRETENSIONES. 20

2.3 DESCONECTADOR DE OPERACIÓN CON CARGA. 20

2.4 FUSIBLES LIMITADORES DE CORRIENTE. 20

2.5 TRANSFORMADORES. 21

2.6 BARRAS COLECTORAS. 25

2.7 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA. 25

2.8 PRINCIPALES SISTEMAS DE DISTRIBUCION. 26

2.9 TABLEROS DE DISTRIBUCION. 30

2.10 USO DE GABINETES PARA PROTECCION DE EQUIPOS. 31

3. SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA. 32

3.1 TIPOS DE INTERRUPTORES Y CAPACIDADESCOMERCIALES. 32

3.2 CONDUCTORES ELECTRICOS. 33

3.3 TIPOS DE AISLAMIENTO Y SUS APLICACIONES. 33

3.4 DIMENSIONADO DE CONDUCTORES ELECTRICOS. 35

4. USUARIOS PRINCIPALES DE LA ENERGIA ELECTRICA. 39

4.1 MOTORES ELECTRICOS. 39

4.1.1. TIPOS DE MOTORES. 39

4.1.2. METODOS DE ARRANQUE PARA MOTORES DE C.A. 42

4.1.3. NORMALIZACION. 44

4.2. CARGAS TERMICAS. 44

4.2.1. REFRIGERACION Y AIRE ACONDICIONADO. 44

4.2.2 HORNOS Y CALENTADORES. 48

4.3. SISTEMAS DE ILUMINACION. 49

4.3.1. ILUMINACION INCANDESCENTE. 50

4.3.2. LAMPARAS DE DESCARGA EN ATMOSFERA GASEOSA. 51

4.3.3. ILUMINACION DE SEÑALIZACION. 54

4.3.4. NORMALIZACION. 54

4.4. EQUIPOS DE OFICINA. 54

CAPITULO III

PROBLEMAS Y DEFICIENCIAS EN EL SISTEMA ELECTRICOENCONTRADAS EN UNA PLANTA INDUSTRIAL.

1. SUMINISTRO DE ENERGIA ELECTRICA. 55

1.1. SELECCIÓN INADECUADA DE LA TARIFA ELECTRICA. 55

1.2. UNIFICACION DE CONTRATOS. 59

2. SUBESTACIONES. 60

2.1. DEFICIENCIAS EN EL PROYECTO DE LA OBRA CIVIL. 60

2.2. AUSENCIA DE PROGRAMAS DE MANTENIMIENTOPREVENTIVO.

60

2.3. EVALUACION INADECUADA DE LA CAPACIDADINSTALADA EN FUNCION DEL FACTOR DE SEGURIDAD.

60

2.4. FLUCTUACIONES DE VOLTAJE. 61

3. SISTEMAS DE DISTRIBUCION DE ENERGIA ELECTRICA. 61

3.1. PRESENCIA DE PICOS DE DEMANDA EN PERIODOS DEPUNTA.

65

3.2. CORRIENTES ARMONICAS. 66

3.2.1 CONCEPTOS BASICOS. 66

3.2.2. FUENTES EMISORAS DE CORRIENTES ARMONICAS. 67

3.2.3. EFECTOS PROVOCADOS EN EL SISTEMA ELECTRICO. 68

3.2.4. MEDIDAS CORRECTIVAS. 69

3.2.5. NORMATIVIDAD MEXICANA. 70

4. USUARIOS PRINCIPALES DE LA ENERGIA ELECTRICA. 71

4.1. MOTORES ELECTRICOS CON BAJA EFICIENCIA. 71

4.1.1. SOBREDIMENSIONAMIENTO DE MOTORES ELECTRICOS. 73

4.1.2. FACTOR DE POTENCIA Y LA INSTALACION DE BANCOS DECAPACITORES.

73

4.1.3. CARGAS QUE FUNCIONAN CON PAR VARIABLE. 77

4.2. DEFICIENCIAS EN SISTEMAS DE REFRIGERACION Y AIREACONDICIONADO.

81

4.3. SISTEMAS DE ILUMINACIÓN: 82

4.3.1. EVALUACION INADECUADA DE LOS PROYECTOS DEILUMINACION.

82

CAPITULO IV.

MEDIDAS A IMPLEMENTAR PARA EL OPTIMO APROVECHAMIENTO DE LAENERGIA ELECTRICA EN LA INDUSTRIA.

1. CAMBIO DE TARIFA. 89

2. REEVALUACION DE LA CAPACIDAD INSTALADA EN FUNCIONDE SU FACTOR DE CARGA Y SU FACTOR DE UTILIZACION.

94

3. ADMINISTRACION DE LA DEMANDA. 99

4. CONTROL DE CORRIENTES ARMONICAS. 107

5. MOTORES DE ALTA EFICIENCIA. 117

6. CONTROL DE VELOCIDAD. 128

7. SISTEMAS DE REFRIGERACION Y AIRE ACONDICIONADO. 134

8. SISTEMAS EFICIENTES DE ILUMINACION DE DESCARGA DEALTA INTENSIDAD.

141

9. SISTEMAS EFICIENTES DE ILUMINACION FLUORESCENTE. 148

CONCLUSIONES. 154

BIBLIOGRAFIA. 156

1

CAPITULO I

ANTECEDENTES.

Debido al fuerte impacto que tiene el incremento del costo de los combustiblesy por ende los costos de energía eléctrica por parte de la compañíasuministradora, las plantas industriales han enfocado su atención en lograr unincremento sustancial en la eficiencia y productividad de sus instalaciones, a finde reducir sus costos de producción para aumentar la competitividad, aunado adisminuir en lo posible el impacto ambiental provocado por el consumoirracional de los energéticos.

Cabe señalar que existen dos vertientes encaminadas a lograr las expectativasanteriores, una de ellas es la implantación de tecnología de punta en susprocesos, aunque en muchas ocasiones las altas inversiones que estorepresenta frena o limita el desarrollo, sobre todo de la pequeña y medianaempresa que no cuenta con el capital suficiente; la segunda, que de algunamanera complementa a la primera, se tiene al buscar el mejoramiento de losíndices energéticos a través del ahorro y la conservación de la energíamediante la planeación y formulación de programas sobre el uso racional de laenergía.

Para el desarrollo de estos programas el administrador de la planta puedevalerse de asesores externos, para realizar una evaluación o diagnósticoenergético que muestre las acciones concretas a realizar para conocer,planear, evaluar, organizar, supervisar, integrar y controlar los consumos yusos de la energía dentro de la empresa. En ocasiones resulta de una ayudaimprescindible la formación de comités internos que coordinen todas estasacciones durante y después de un diagnóstico energético.

El diagnóstico energético es la herramienta básica y fundamental para sabercuánto, cómo, dónde y por qué se consume la energía dentro de la empresa yestablecer el grado de eficiencia de su utilización, para lo cual requiere de unainspección y un análisis energético detallado de los consumos y pérdidas deenergía. En el diagnóstico se propondrán las medidas que se consideren demayor interés relativo en cuanto a su rentabilidad e impacto y estará enfocadoa la evaluación y análisis de las diferentes áreas de oportunidad desde el puntode vista técnico y económico, para la reducción de costos por el ahorro yoptimización de sus consumos energéticos.

En esta área es donde esta encaminada la formación del ingeniero en energía,la cual tiene una formación académica encaminada casi en un 70% al áreatérmica y el otro 30% a área eléctrica, así como al uso de fuentes alternas deenergía renovables que favorezcan al óptimo aprovechamiento de los recursosenergéticos naturales.

2

Cabe señalar que los proyectos más difundidos y subsidiados para ahorro deenergía y sus posibles fuentes alternas, son los proyectos eléctricos más quelos térmicos, por lo que el egresado de dicha licenciatura, tiene que enfrentarsea reforzar la formación en el área eléctrica, ya que en ocasiones nos deja endesventaja no sólo con egresados de otras licenciaturas en las cuales se tienenformaciones especializadas en esta área, sino también con técnicoselectricistas ya que la formación académica es puramente teórica y enocasiones se dificulta llevarlas a la práctica, como puede ser la lectura ointerpretación de un diagrama unifilar.

La intención de este trabajo es la de proporcionar, al egresado de lalicenciatura de ingeniería en energía en energía, un escrito en el que si bien nose van a cubrir todos los conceptos y aplicaciones de la energía eléctrica, sipudieran dar un panorama general de los conceptos básicos que favorezcan alegresado para aplicar o relacionar los conocimientos teóricos con situacionesreales encontradas en las instalaciones eléctricas de una planta industrial.

OBJETIVOS:

• Presentar al estudiante de la licenciatura de Ingeniería en Energía losconceptos teóricos básicos de electricidad, para la comprensión de lasaplicaciones de la energía eléctrica en la industria.

• Plantear algunas situaciones particulares encontradas en la práctica, enel ámbito profesional, a fin de que el egresado tenga un panorama de losposibles problemas y deficiencias en algunas instalaciones eléctricasindustriales.

• Mencionar las normas y leyes mexicanas vigentes que rigen y debencumplirse en un proyecto eléctrico, así como las condiciones deoperación para la utilización de la energía eléctrica.

Para cubrir los objetivos anteriores de ha dividido el presente trabajo en trescapítulos de los cuales el primero abordara los lineamientos que se debencubrir ante la compañía suministradora al momento de solicitar el servicio, asícomo los conceptos básicos de electricidad y las Normas Oficiales Mexicanas(NOM) vigentes que deben observarse para el buen funcionamiento yseguridad tanto de las instalaciones y equipos como de la seguridad delpersonal encargado de su operación y mantenimiento. El desarrollo de estecapítulo se presenta en base al lugar que ocupa cada uno de los componentesdel sistema eléctrico de una planta industrial, como se muestra en la figura 1.1.

3

Siguiendo el mismo esquema, en el capitulo dos se plantean algunos de losproblemas y limitaciones más comunes encontrados en una planta industrialdependiendo el giro y del uso final que se da a la energía eléctrica dentro de lamisma.

Por último en el capítulo tres se presentan en forma de fichas técnicas algunosde los planteamientos realizados para el control y/o corrección total o parcial delos problemas y limitaciones en el sistema de distribución eléctrica paradiferentes tipos de plantas industriales.

1.1 COMPONENTES DEL SISTEMA ELECTRICO DE UNA PLANTAINDUSTRIAL.

CFE O LYFC

ACOMETIDA

SUBESTACION

TABLEROS DE DISTRIBUCION

CCM

CONTRATACION

TABLERO DEALUMBRADO

TABLERO DE CONTACTOS

4

CAPITULO IISISTEMAS DE DITRIBUCIÓN Y APLICACIÓN DE LA ENERGIA ELECTRICA EN LA

INDUSTRIA.

1. SUMINISTRO DE LA ENERGIA ELECTRICA.1.1. TRAMITACION DE SOLICITUDES Y CELEBRACION DE CONTRATOS PARA

EL SUMINISTRO DE ENERGIA ELECTRICA.

Al solicitar el suministro de energía eléctrica el interesado puede solicitar dos o mássuministros en el mismo inmueble, debiendo manifestar la carga por contratar y lademanda, en su caso, con base en sus necesidades de potencia. Al celebrarse elcontrato, los datos anteriores se anotarán como carga contratada y demanda;entendiéndose por carga contratada la suma de la potencia en Watts, de los equipos,aparatos y dispositivos que el usuario conectará a sus instalaciones, y por demandacontratada su necesidad máxima de potencia, ambas expresadas en kilowatts.

Cabe señalar que le corresponde al solicitante del servicio realizar a su costa y bajo suresponsabilidad, las obras e instalaciones destinadas al uso de la energía eléctrica,mismas que deberán satisfacer los requisitos técnicos y de seguridad que fijen lasNormas Oficiales Mexicanas (NOM), adicionalmente, para el caso de servicios de altatensión y de suministros en lugares de concentración pública se requerirá que una Unidadde Verificación de Instalaciones Eléctricas (UVIE) aprobada por la Secretaría de EnergíaMinas e Industria Paraestatal, certifique en los formatos que para tal efecto expida, que lainstalación en cuestión y el proyecto respectivo cumplan con las NOM aplicables; en casode que se encontraran defectos que pudieran poner en peligro la vida o los bienes de laspersonas, se notificará al usuario a fin de efectuarse las correcciones ya que de locontrario el suministrador no proporcionará el servicio.

Aunque la responsabilidad del suministrador cesa precisamente en el punto de conexiónde sus instalaciones con las del usuario, éste sólo suministrará el servicio previa lacomprobación de que dichas instalaciones han sido certificadas en estos términos.Cuando el suministro se dé en media o alta tensión el usuario deberá instalar por sucuenta y bajo su responsabilidad la subestación de la capacidad adecuada para satisfacersus necesidades, quedando a su cargo el mantenimiento y operación de la mismasujetándose a las especificaciones del suministrador, aún cuando el equipo de medicióndel suministrador se encuentre instalado en el lado de baja tensión de la subestación.

El suministrador deberá ofrecer y mantener el servicio de manera continua en forma decorriente alterna en una, dos o tres fases, a las tensiones de alta, media o baja,dependiendo del servicio contratado, observando que la frecuencia sea de 60 Hertz conuna tolerancia de 0.8 por ciento en más o en menos y que las tolerancias en el voltaje dealta, media o baja tensión no excedan de diez por ciento en más o en menos y quetiendan a reducirse progresivamente. Por su parte el usuario deberá garantizar alsuministrador las obligaciones derivadas del contrato, con un depósito cuyo importe sefijará en las disposiciones tarifarias respectivas.

5

Para los servicios en que intervenga el factor de potencia, el usuario conservará éste en laoperación de su instalación entre noventa centésimos atrasado y uno, no pudiendoregresar energía activa o reactiva a las líneas del suministrador. En caso de que su factorde potencia durante cualquier periodo de facturación tenga un promedio menor de 90%atrasado, determinado por los métodos establecidos en las Normas Oficiales Mexicanascorrespondientes, el suministrador tendrá derecho a cobrar al usuario la cantidad queresulte de aplicar al monto de la facturación el porcentaje de recargo que se determinesegún la siguiente fórmula:

100X..

9053RECARGODE% 1

−

=

PF

En caso de que el factor de potencia tenga un valor igual o superior de 90%, elsuministrador tendrá la obligación de bonificar al usuario la cantidad que resulte de aplicara la factura el porcentaje de bonificación según la siguiente fórmula:

] 100XF.P.90

41

ONBONIFICACIDE% -1=

En ningún caso se aplicarán porcentajes de recargo superiores a 120%, ni porcentajes debonificación superiores a 2.5%.

1.2. TARIFAS ELECTRICAS Y TENSION DE SUMINISTRO.La venta de energía eléctrica se regirá por las tarifas fijadas por la Secretaria de Hacienday Crédito Público, con la participación de las Secretarias de Energía, Minas e IndustriaParaestatal y de Comercio y Fomento Industrial y a propuesta de la Comisión Federal deElectricidad, así mismo su ajuste o reestructuración, de manera que tienda a cubrir lasnecesidades financieras y las de ampliación del servicio público, propiciando a la vez elconsumo racional de energía. Cuando un suministro reúna las características deaplicación de dos o más tarifas, el usuario podrá contratar los servicios en la tarifa de usogeneral que mejor convenga a sus intereses.

Con el propósito de que el usuario pueda definir que tarifa quiere o puede contratar, éstasdeberán especificar los siguientes conceptos:

♦ Tipo de suministro al cual son aplicables.

♦ Tensión de suministro, alta, media o baja.

♦ Horario de aplicación de la tarifa, cuando no sea de veinticuatro horas.

♦ Cargos por demanda o por consumo, así como el cargo mínimo mensual.

♦ Cargos por demanda contratada inicial.

♦ Cuantía del depósito de garantía.

♦ Lugares donde regirá la tarifa.

♦ Fecha de inicio de su vigencia.

6

En cuanto a la tensión de suministro se considera que:

a) Baja tensión: es el servicio que se suministra en niveles de tensión menores o igualesa un kilovolt.

b) Media tensión: es el servicio que se suministra en niveles de tensión mayores a unkilovolt, pero menores o iguales a 35 kilovolts.

c) Alta tensión a nivel subtransmisión: es el servicio que se suministra en niveles detensión mayores a 35 kilovolts, pero menores a 220 kilovolts.

d) Alta tensión a nivel transmisión: es el servicio que se suministra en niveles de tensióniguales o mayores a 220 kilovolts.

En base a estas categorías de tensiones el usuario determinará cual tarifa le convendrácontratar, así por ejemplo existen tarifas en baja tensión, media tensión y alta tensión, lascuales se detallan a continuación:

TABLA 2.1 : TARIFAS PARA SUMINISTRO Y VENTA DE ENERGIA ELECTRICA.

TARIFA APLICACIÓN

1 Servicio doméstico.

1 A Servicio doméstico para localidades con temperatura media mínima enverano de 25 °C.

1 B Servicio doméstico para localidades con temperatura media mínima enverano de 28 °C.

1 C Servicio doméstico para localidades con temperatura media mínima enverano de 30 °C.

1 D Servicio doméstico para localidades con temperatura media mínima enverano de 31 °C.

1 E Servicio doméstico para localidades con temperatura media mínima enverano de 32 °C.

2 Servicio general hasta 25 kW de demanda.

3 Servicio general para más de 25 kW de demanda.

5 Servicio para alumbrado público en las zonas conurbadas del DistritoFederal, Monterrey y Guadalajara.

5 A Servicio para alumbrado público en el resto del país (excluyendo elDistrito Federal, Monterrey, Guadalajara y zonas conurbadas).

6 Servicio para bombeo de aguas potables o negras, de servicio público.

7 Servicio temporal.

9 Servicio para bombeo de agua para riego agrícola en baja tensión.

7

TABLA 2.1 : TARIFAS PARA SUMINISTRO Y VENTA DE ENERGIA ELECTRICA.(Continuación)

TARIFA APLICACIÓN

9 M Servicio para bombeo de agua para riego agrícola en media tensión.

O-MTarifa ordinaria para servicio general en media tensión con demandamenor a 100 kW. Se llama ordinaria por no aplicar ninguna distinciónen los costos en función del horario del día.

H-M Tarifa horaria para servicio general en media tensión con demanda de100 kW o más.

H-S Tarifa horaria para servicio general en alta tensión, nivelsubtransmisión.

H-T Tarifa horaria para servicio general en alta tensión, nivel transmisión.

H-SL Tarifa horaria para servicio general en alta tensión, nivelsubtransmisión, para larga utilización.

H-TL Tarifa horaria para servicio general en alta tensión, nivel transmisión,para larga utilización.

HM-R Tarifa horaria para servicio de respaldo para falla y mantenimiento enmedia tensión.

HM-RF Tarifa horaria para servicio de respaldo para falla en media tensión.

HM-RM Tarifa horaria para servicio de respaldo para mantenimientoprogramado en media tensión.

HS-R Tarifa horaria para servicio de respaldo para falla y mantenimiento enalta tensión nivel subtransmisión.

HS-RF Tarifa horaria para servicio de respaldo para falla en alta tensión nivelsubtransmisión.

HS-RM Tarifa horaria para servicio de respaldo para mantenimientoprogramado en alta tensión nivel subtransmisión.

HT-R Tarifa horaria para servicio de respaldo para falla y mantenimiento enalta tensión nivel transmisión.

HT-RF Tarifa horaria para servicio de respaldo para falla en alta tensión niveltransmisión.

HT-RM Tarifa horaria para servicio de respaldo para mantenimientoprogramado en alta tensión nivel transmisión.

I – 15Tarifa para servicio interrumpible, para demanda máxima medida enperiodo de punta, semipunta, intermedio o base mayor o igual a10,000 kW.

I - 30Tarifa para servicio interrumpible, para demanda máxima medida enperiodo de punta, semipunta, intermedio o base mayor o igual a20,000 kW.

8

Cabe señalar que el territorio Nacional se encuentra dividido en ocho regiones tarifarias,las cuales afectan la aplicación de los cargos de las tarifas ordinaria y horaria en mediatensión, así como las de alta tensión; estas regiones están comprendidas por lossiguientes municipios:

Región Baja California

Todos los municipios del estado de Baja California.

Municipios del estado de Sonora: San Luis Río Colorado.

Región Baja California Sur

Todos los municipios del estado de Baja California Sur.

Región Noroeste

Todos los municipios del estado de Sonora, excepto el comprendido en la región BajaCalifornia.

Todos los municipios del estado de Sinaloa.

Región Norte

Todos los municipios de los estados de Chihuahua y Durango.

Municipios del estado de Zacatecas: Chalchihuites, Jiménez del Teúl, Sombrerete, SaínAlto, Jerez, Juan Aldama, Río Grande, General Francisco Murguía, Mazapil, MelchorOcampo.

Municipios del estado de Coahuila: Torreón, San Pedro de las Colonias, Matamoros,Viesca, Parras de la Fuente, Francisco I. Madero, Ocampo y Sierra Mojada.

Región Noreste

Todos los municipios de los estados de Nuevo León y Tamaulipas.

Todos los municipios del estado de Coahuila, excepto los comprendidos en laRegión Norte.

Municipios del estado de Zacatecas: Concepción del Oro y El Salvador.

Municipios del estado de San Luis Potosí: Vanegas, Cedral, Cerritos, Guadal cázar,Ciudad Fernández, Rió verde, San Ciro de Acosta, Lagunillas, Santa Catarina, Rayón,Cárdenas, Alaquines, Ciudad del Maíz, Ciudad Valles, Tamazopo, Aquismón, Axtla deTerrazas, Tamazunchale, Huehuetlán, Tamuín, Tancahuitz, Tan lajas, San Antonio,Coxcatlán, Tampamolón, San Vicente Tancuayalab, Ébano, Xilitla, Tampacán, Tanquiánde Escobedo.

Municipios del estado de Veracruz: Pánuco, Tempoal, Pueblo Viejo, Tampico Alto,Ozuluama de Mascareñas, El Higo, Huayacocotla.

9

Región Central

Todas las delegaciones del Distrito Federal.

Municipios del Estado de México: Tultepec, Tultitlán, Ixtapaluca, Chalco de DíazCovarrubias, Huixquilucan de Degollado, San Mateo Atenco, Toluca, Tepotzotlán, SantaCruz Atizapán, Cuautitlán, Coacalco, Cuautitlán Izcalli, Atizapán de Zaragoza,Tlalnepantla, Naucalpan de Juárez, Ecatepec, Chimalhuacán, San Vicente Chicoloapan,Texcoco, Ciudad Nezahualcóyotl, Los Reyes La Paz.

Municipios del estado de Morelos: Cuernavaca.

Región Sur

Todos los municipios de los estados de: Nayarit, Jalisco, Colima, Michoacán,Aguascalientes, Guanajuato, Querétaro, Hidalgo, Guerrero, Tlaxcala, Puebla, Oaxaca,Chiapas, Tabasco.

Todos los municipios de los estados de Zacatecas, San Luis Potosí y Veracruz nocomprendidos en la Región Norte o en la Región Noreste.

Todos los municipios de los estados de México y Morelos no comprendidos en la RegiónCentral.

Región Peninsular

Todos los municipios de los estados de Yucatán, Campeche y Quintana Roo.

Para la aplicación de la tarifa número 5 del servicio para alumbrado público, las zonasconurbadas se encuentran comprendidas por los siguientes municipios:

Distrito Federal

Todas las delegaciones del Distrito Federal.

Municipios del Estado de México: Tultepec, Tultitlán, Ixtapaluca, Chalco de DíazCovarrubias, Huixquilucan de Degollado, San Mateo Atenco, Toluca, Tepotzotlán, SantaCruz Atizapán, Cuautitlán, Coacalco, Cuautitlán Izcalli, Atizapán de Zaragoza,Tlalnepantla, Naucalpan de Juárez, Ecatepec, Chimalhuacán, San Vicente Chicoloapan,Texcoco, Nezahualcóyotl y Los Reyes La Paz.

Municipios del estado de Morelos: Cuernavaca.

Guadalajara

Municipios del estado de Jalisco: Guadalajara, Tonalá, Juanacatlán, Tlaquepaque,Zapopan, El Salto y Tlajomulco de Zúñiga.

Monterrey

Municipios del estado de Nuevo León: Monterrey, Guadalupe, Santa Catarina, GeneralEscobedo, Apodaca, Juárez, García, San Nicolás de los Garza y San Pedro Garza García.

10

Es importante señalar que con frecuencia aparece un cargo por Derecho de AlumbradoPublico, que siendo un proceso administrativo obliga a pagar a algunos usuarios unporcentaje de su facturación, que puede oscilar entre el 6 y el 10 %, por el servicio dealumbrado público; algunas empresas en distintas localidades del país se han logradoamparar evitando el pago del DAP, argumentando que aunado a que no ha sidopromulgada como una ley en ocasiones no cuentan con dicho servicio y que si existe hasido bajo su propio coste.

De acuerdo a la disposición complementaria 10 Bis que se adicionó al Acuerdo que fijalas tarifas generales y disposiciones complementarias para la venta de energía eléctrica,publicado en el Diario Oficial de la Federación de fecha 3 de abril de 1992 y modificada endistintos Acuerdos que fueron publicados en el mismo diario de fechas: 21 de octubre de1992, 13 de mayo, 30 de septiembre y 23 de diciembre de 1994 y 13 de enero de 1995;para definir un nuevo procedimiento para el ajuste automático en las tarifas: 2, 3, 7, O-M,H-M, HM-R, HM-RF, HM-RM, H-S, H-SL, HS-R, HS-RF, HS-RM, H-T, H-TL, HT-R, HT-RFy HT-RM; de manera que se reflejen las variaciones de los precios de los combustibles yla inflación nacional, cualquiera que sea el sentido de las mismas. Se incorporan a esteprocedimiento las tarifas I-15 e I-30.

CLAUSULA DE LOS AJUSTES POR LAS VARIACIONES DE LOS PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES Y LA INFLACION NACIONAL.

APLICACION DE LOS AJUSTESEsta cláusula de los ajustes por las variaciones de la inflación nacional y de los precios

de los combustibles, en su caso, se aplicará mensualmente a los cargos de las tarifas: 2,3, 7, O-M, H-M, HM-R, HM-RF, HM-RM, H-S, H-SL, HS-R, HS-RF, HS-RM, H-T, H-TL,HT-R, HT-RF y HT-RM; y a las bonificaciones de las tarifas I-15 e I-30.

10 bis. 2.- FACTORES DE AJUSTE MENSUALLos factores de ajuste mensual por nivel de tensión se determinarán cada mes

calendario (m) de la siguiente manera:(1) para baja tensión:

FAB FEBFEBm

m

m 1=

−

Donde FABm es el factor de ajuste mensual para baja tensión, aplicable en el mes m ylos FEBm son los factores de escalación para baja tensión, que se definen cada mescalendario como:

FEB IPCIPCm

m 2

0 2= −

−

Donde:El subíndice (m) es el mes de aplicación de las tarifas, con m=1 correspondiendo al

mes de enero de 1997;IPC es el Indice Nacional de Precios al Consumidor, mismo que por la disponibilidad de

la información se aplica con dos meses de rezago, e IPC0-2 corresponde al mes deoctubre de 1996;

11

(2) para media tensión:

FAM FEMFEMm

m

m 1=

−

Donde FAMm es el factor de ajuste mensual para media tensión, aplicable en el mesm y los FEMm son los factores de escalación para media tensión, que se definen cadames calendario como:

FEM IPCIPC

ICCICCm

m 2

0 2

m

0= +−

−0 71 0 29. . x x

Donde:ICC es un Indice de Costos de los Combustibles, e ICC0 corresponde al mes de

diciembre de 1996(3) para alta tensión:

FAA FEAFEAm

m

m 1=

−

Donde FAAm es el factor de ajuste mensual para alta tensión, aplicable en el mes m ylos FEAm son los factores de escalación para alta tensión, que se definen cada mescalendario como:

FEM IPCIPC

ICCICCm

m 2

0 2

m

0= +−

−0 59 0 41. . x x

Por su definición, los factores de escalación para todos los niveles de tensión del mesde diciembre de 1996 tomarán el valor unitario, esto es:

FEB0 = FEM0 = FEA0 =1

El Indice de Costos de los Combustibles se calculará mensualmente con la fórmulasiguiente:

ICC Pm c c c m

= ×−

Σ α, 1

Donde el subíndice (c) expresa cada uno de los cinco combustibles que se someten alajuste mensual:

1) combustóleo importado, cotización Pemex, promedio centros importadores;2) combustóleo nacional, cotización Pemex volumen básico, promedio centros

productores;3) gas natural, cotización Pemex base firme anual, sector Venta de Carpio;4) diesel industrial, cotización Pemex resto del país, sin impuestos acreditables;5) carbón, cotización MICARE que incluye manejo de cenizas, única a nivel nacional.Los coeficientes αc corresponden a cada combustible y tienen los siguientes valores:α1 = 0.031744 α2 = 0.104201α3 = 0.044212 α4 = 0.003048α5 = 0.038062

12

Pc,m-1 es el precio -sin IVA- para cada combustible (c), vigente en mes anterior al deaplicación del ajuste (m).

10 bis. 3.- AJUSTE DE LOS CARGOS Y BONIFICACIONESCada mes calendario, a partir del día primero del mismo, serán ajustados los cargos o

bonificaciones con respecto al valor del mes anterior con el factor de ajuste mensualcorrespondiente al nivel de tensión de cada tarifa:

Baja tensión tarifas 2, 3 y 7.Media tensión: tarifas O-M, H-M, HM-R, HM-RF y HM-RM.Alta tensión: tarifas H-S, H-SL, HS-R, HS-RF, HS-RM, H-T, H-TL, HT-R, HT-RF, HT-

RM, I-15 e I-30.

1.3. SOLICITUD DEL SERVICIO DE ENERGIA ELECTRICA.

Las solicitudes de servicio para su atención se clasifican en ordinarias y especiales, conbase a las características de carga y demanda del servicio requerido.

Solicitudes ordinarias: Estas solicitudes se refieren a servicios individuales o colectivosque la compañía suministradora puede atender prácticamente de inmediato, ya sea portratarse de servicios requeridos en baja tensión (127 V o 220 V), que regularmente norequieren modificaciones importantes a la infraestructura eléctrica de la misma y porque lacarga instalada no excede los límites de 20 kW por predio o de 8 kW según la zona deque se trate, debido a que las capacidades disponibles en las redes eléctricas, varían deregión a región. Con este tipo de solicitudes por lo general se atienden serviciosdomésticos, comercios pequeños, microindustria, alumbrado público en baja tensión yservicios temporales. Para la obtención de estos servicios se constituye un Contrato convigencia indefinida, salvo en los servicios temporales en donde el plazo máximo devigencia es de 30 días; en este Contrato se especifica la tarifa que se va a aplicar parafacturar bimestralmente los consumos de la energía

Solicitudes especiales: Estas solicitudes se refieren a:

1. Servicios que exceden los límites de carga instalada, mencionados anteriormente.

2. Servicios que requieren trabajos que modifiquen la infraestructura eléctrica de lacompañía suministradora.

3. Solicitudes para modificar la infraestructura eléctrica por conveniencia del cliente(relocalizaciones de postes, reubicación de la red de baja tensión, etc.)

4. Servicios a Gobierno cualquiera que sea la carga.

5. Servicios solicitados en mediana y alta tensión (23 kV, 85 kV, 230 kV y 400 kV)

6. Servicios que requieren la construcción de Subestaciones en 85 kV y 230 kV.

Con estas solicitudes se atienden los siguientes tipos de suministros: gobierno,industriales, domésticos, alumbrado público, comerciales, fraccionamientos o unidadeshabitacionales, electrificación de colonias o pueblos, escuelas, bombeo de aguas, edificiode oficinas o departamentos, mercados y desarrollos turísticos. Este tipo de servicio

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requiere por lo general la construcción de obras importantes, dando lugar a trámites,trabajos y obligaciones que están contemplados en el Procedimiento de Construcción deObras Especificas (PROCOE).

Para la elaboración del proyecto de instalación nueva o de ampliación de la existente, elinteresado podrá consultar con el suministrador si éste puede proporcionarle el suministroy sobre las especificaciones para la tensión, la acometida, la capacidad interruptiva delmedio de desconexión principal, el lugar y el espacio para la instalación del equipo demedición.El trámite de una solicitud de servicio se debe de iniciar con el llenado de la FORMA 328,que se muestra a continuación, en donde también se indican los requisitos necesariospara iniciar el trámite que conlleve a la obtención del suministro de energía eléctrica.

De acuerdo al análisis que realice la compañía suministradora de la solicitud, dictaminarási existe o no-impedimento técnico que la imposibilite para suministrar el servicio,informándole por escrito el resultado. Si existiera impedimento técnico para no atender lasolicitud, se le informará el motivo y la fecha en que se podrá atender, para que en esafecha se presente una nueva solicitud.

En caso de que no exista impedimento técnico, la compañía suministradora podrá requeririnformación complementaria para elaborar el proyecto adecuado a lo solicitado, quepermita proyectar las obras necesarias y posteriormente su construcción.

Las erogaciones que tiene que hacer la compañía suministradora para atender la solicitudde suministro, dan lugar en su caso a una aportación por parte del cliente; dependiendode sus características puede ser sin aportación, situación que le será comunicada porescrito.

El cliente deberá en su caso realizar el pago de la aportación del presupuesto, conformea las modalidades autorizadas por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), deacuerdo a las características del servicio y del proyecto y en caso de ser necesariorealizar alguna obra civil y eléctrica, que en su momento le solicitará la compañíasuministradora. Una vez realizados los trabajos y pagos pertinentes se procede a laconexión del servicio.

1.4. UNIDAD DE VERIFICACION DE INSTALACIONES ELECTRICAS (U.V.I.E.)

Es una persona física, aprobada por la Secretaría de Energía y acreditada por laSecretaría de Comercio y Fomento Industrial para realizar actos de verificación y quecuenta con la organización, el personal, la capacidad y la integridad para llevar a caboservicios de auditoría bajo criterios específicos con el propósito de salvaguardar vidas ybienes.

Los aspirantes a constituirse como Unidades de Verificación de Instalaciones Eléctricasdeben sujetarse a los siguientes requisitos:

a) Presentar a la Entidad Mexicana de Acreditación, A.C. (EMA), el formato deacreditación que estará disponible en las oficinas de dicha Asociación Civil.

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b) Anexar a la solicitud de acreditación los documentos que demuestren que se cumplecon lo establecido en la Norma Mexicana NMX-CC-16-1993-SCFI, RequisitosGenerales de Acreditamiento de Unidades de Verificación, con las particularidadesque derivan de los criterios de aplicación que se enumeran a continuación:

§ Acreditar que esta legalmente constituida conforme a las leyes mexicanas y quedentro de su objeto social se encuentra la verificación de normas oficialesmexicanas. Para ello deberá presentar copia certificada o testimonio de laescritura pública.

§ Dentro de su estructura, contar con un gerente técnico que supervise al personaltécnico y un gerente sustituto que supla al primero durante su ausencia.

§ Presentar, en su caso, documento mediante el cual se acredite la personalidadjurídica y las facultades del representante legal.

§ Presentar carta suscrita por el representante legal del solicitante en la quemanifieste bajo protesta de decir verdad que en la composición, capital social o enlos órganos de administración no existe participación o interés alguno con lasinstalaciones eléctricas sujetas a verificación y que, en su caso, se abstendrá derealizar actos de verificación cuando pudiera existir conflicto de interés.

§ Presentar copia de la cédula de identificación fiscal, expedida por la Secretaría deHacienda y Crédito Público.

§ Presentar copia del Manual de Aseguramiento de la Calidad y del Manual deProcedimientos que usarán para la prestación de los servicios de verificación.Estos manuales deberán integrarse según lo establecido en las normas mexicanasde Sistemas de Calidad aplicables, así como estar enfocados a los métodos yprocedimientos conforme a los cuales se realizará la verificación de la norma parala que se solicita la acreditación.

§ Presentar descripción detallada de la estructura de la organización del solicitante,incluyendo el organigrama, la descripción de puestos, las responsabilidades delpersonal técnico que llevará a cabo las labores de verificación y los mecanismosde supervisión del mismo.

§ Demostrar que cuenta con la adecuada capacidad técnica, material y humana, asícomo con los procedimientos de aseguramiento de calidad que garanticen sucompetencia técnica y la confiabilidad de sus servicios. El Comité de Evaluaciónde Unidades de Verificación determinará las acciones necesarias para tal fin.

§ Manifestar por escrito el compromiso de salvaguardar la confidencialidad de lainformación a la que se tenga acceso en el desempeño de las actividades deverificación, debiendo señalar el procedimiento que se utilizará para efectos deque el personal de la unidad de verificación salvaguarde la confidencialidad eimparcialidad de sus dictámenes.

§ Presentar una carta firmada por el solicitante por el solicitante en la que la unidadde verificación se responsabilizará de las actividades de verificación del personaltécnico y por los dictámenes técnicos que emitirá la unidad de verificación comoresultado de sus labores de verificación.

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§ Presentar el programa de capacitación para el personal técnico que realice lasfunciones de verificación. Dicho programa deberá incorporar cursos en materiasrelacionadas con la norma a verificar, así como el procedimiento de evaluación dela conformidad correspondiente y con sistemas de aseguramiento de calidad, elpersonal debe tener la educación necesaria, capacitación actualizada y losconocimientos técnicos y experiencia en las funciones asignadas.

§ Demostrar que se cuenta con las instalaciones y equipos adecuados que lepermitan satisfacer las necesidades asociadas a los servicios de verificación,conforme a lo siguiente:

§ Los instrumentos y equipos que, en su caso, requieran estar calibrados,deberán contar con el informe de un laboratorio de calibración acreditado ycontar con trazabilidad al Centro Nacional de Metrología.

§ Los interesados deberán contar con equipo de cómputo con tecnología devanguardia y con correo electrónico operando.

§ En su caso, describir en forma detallada cualquier otro servicio que el solicitanteofrece como parte de sus servicios de verificación y cualesquiera otros norelacionados con los campos para los cuales solicita su acreditación.

§ La solicitud y documentación antes descrita deberán presentarse a la EMA.

§ Los solicitantes que cumplan con todos los requisitos especificados quedaránsujetos a una visita por parte de la EMA para comprobar la veracidad y la calidadde la información proporcionada.

a. Para tramitar su aprobación deben llenar el formato de solicitud publicado en elDiario Oficial de la Federación junto con la convocatoria. Dicho formato podráentregarlo en un plazo máximo de treinta días naturales, contados a partir de lafecha de su acreditación, en la Oficialía de Partes de la Secretaría de Energía.

b. En caso de renovación de aprobación, presentar copia de la acreditación vigentecomo Unidad de Verificación de instalaciones eléctricas.

Las Unidades de Verificación deberán comunicar tanto a la Secretaría de Energía como ala Entidad de Acreditación, cualquier cambio de datos o condiciones bajo los cuales seacreditó y aprobó, en un plazo máximo de quince días naturales a la fecha en que dichoscambios acontezcan.

Las instalaciones que están sujetas a ser verificadas, a fin de dar cumplimiento a la Leydel Servicio Público de Energía Eléctrica y evitar incumplimiento de responsabilidadeslegales con las diferentes dependencias gubernamentales son:

§ Los lugares de concentración pública, entendiéndose como tal los lugares deesparcimiento, recreativos, educativos, centros de trabajo, hospitales, además decualquier otra área abierta al público, independientemente de la carga conectada.

§ Los lugares con suministros de 1000 volts o más entre conductores, o de 600 volts omás con respecto a tierra.

§ Cualquier tipo de industria cuya carga total instalada sea mayor a 20 kW.

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El hecho de que una instalación eléctrica cuente con la acreditación de una U.V.I.Eofrece las siguientes ventajas:

♦ Garantiza que el proyecto, instalación y memoria de cálculo cumplen con la NOM-001-SEDE-1999.

♦ Contar con información auditada para exigir al proyectista y al constructor que lasinstalaciones cumplan con la NOM vigente.

♦ Garantiza la continuidad del servicio eléctrico.

♦ Garantiza la seguridad del equipo y personal de la planta.

♦ Elimina riesgos de siniestros, minimizarlos si se presentaran y reducir los costos de losseguros de las compañías aseguradoras.

♦ Poder contratar con la compañía suministradora.

♦ Dar cumplimiento a los sistemas de calidad, como la norma ISO-9000 y generarconfiabilidad a los posibles clientes.

1.5. ESPECIFICACIONES TECNICAS REQUERIDAS EN UNA ACOMETIDA.

Se define como acometida a los conductores y equipos necesarios para llevar la energíaeléctrica desde el sistema de la Comisión de suministro al sistema de alambrado delconsumidor, entendiéndose por Comisión la entidad legal suministradora de los servicioseléctricos y por consumidor cualquier persona, ya sea física o moral, a quien la Comisiónsuministre el servicio amparado por el contrato respectivo.Para conducir la electricidad desde las plantas de generación hasta la acometida de losconsumidores finales, la comisión cuenta con las redes de transmisión y de distribución,integradas por las líneas de conducción de alta, media y baja tensión. Considerandodisponibles los siguientes niveles de tensión:

§ La red de transmisión considera los niveles de tensión de 400, 230, 161 y 150 kilovolts(kV).

§ La red de distribución la constituyen las líneas de subtransmisión con niveles detensión de 138, 115, 85 y 69 kilovolts (kV); así como, las de distribución en niveles de34.5, 23, 13.8, 6.6, 4.16 y 2.4 kV y baja tensión en niveles de 0.22 y 0.127 kV.

Una acometida puede ser aérea o subterránea, en este caso el usuario podrá solicitar laacometida de su servicio que mejor convenga a sus intereses quedando los calibres delos cables de acometida definidos por el suministrador en función de la carga y demandapor contratar. En ningún momento la instalación del usuario debe quedar conectadadirectamente al sistema suministrador, sino que siempre debe ser a través de sucorrespondiente equipo de conexión, desconexión y protección, a excepción del conductorneutro.

En acometidas de baja tensión el usuario debe proporcionar un electrodo de puesta atierra en el lado de abastecimiento el cual debe estar conectado al conductor neutro de laacometida en un punto accesible.

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En los conductores de acometida debe evitarse que puedan sufrir daños físicos, evitandoempalmes y que estén expuestos a contactos accidentales.

1.6. NORMALIZACION.El marco legal de toda instalación eléctrica se refiere al cumplimiento de las siguientesleyes y reglamentos, así como las normas vigentes.

• Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica; que establece los derechos yobligaciones tanto de la compañía suministradora como del usuario, así comolineamientos a seguir para el suministro y uso de la energía eléctrica.

• Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica; que expone demanera especifica las acciones y preceptos a seguir para el adecuado cumplimientode la Ley del Servicio Publico de Energía Eléctrica.

• Ley Federal sobre Metrología y Normalización.

• Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización

• Normas Mexicanas NMX-CC sobre calidad.

• Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-1999; relativa a las instalaciones destinadasal suministro y uso de la energía eléctrica.

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2. SUBESTACIONES.En los grandes sistemas energéticos de corriente alterna, las instalaciones de transporte ydistribución envían la energía primaria desde los centros generadores a los centros deconsumo de los usuarios. Como parte integrante del sistema de transporte, lasubestación funciona como punto de conexión o interrupción de las líneas de transporte,de los circuitos generadores y de los transformadores elevadores y reductores. Elobjetivo de la subestación es proporcionar seguridad, flexibilidad y continuidad de serviciomáximas con los costos de inversión mínimos.

En la elección del tipo más adecuado de subestación para una aplicación determinadainfluyen varios factores, entre los cuales se encuentran: el nivel de tensión, la capacidadde carga, las consideraciones ambientales, las limitaciones de instalación y los serviciosde paso de las líneas de transporte.

En la imagen que se muestra a continuación se presenta una subestación compacta, paramedia tensión, en la cual se señalan sus principales componentes.

En la figura 2.1 se presentan esquemáticamente los principales componentes de la mismasubestación eléctrica, para una planta industrial con tarifa en media tensión:

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1. Cuchilla desconectadora de operación sin carga.

2. Apartarrayos y protecciones contra sobretensiones.

3. Desconectador de operación con carga.

4. Fusibles limitadores de corriente.

5. Transformador de potencia.

6. Barras colectoras.

7. Sistema de puesta a tierra.

Para soportar, montar e instalar adecuadamente el equipo eléctrico son necesariasestructuras de acero, así como fundaciones de hormigón. El trabajo de ingeniería civil dela subestación debe comenzarse lo antes posible para asegurarse de haber elegido elmejor emplazamiento. Este trabajo incluye el estudio de la topografía y de las formas dedrenaje de la zona junto con la investigación del subsuelo, lo que servirá de base para elproyecto de las fundaciones.

A continuación se describe con más detalle cada uno de los componentes de unasubestación eléctrica.

2.1. CUCHILLA DESCONECTADORA DE OPERACIÓN SIN CARGA.

Los interruptores de circuitos eléctricos pueden efectuar la separación de sus contactosen aire o en aceite para cualquier voltaje o capacidad interruptiva, para voltajes de 2.4kilovolts y mayores, el aceite reduce considerablemente las distancias aislantes y permitemenores dimensiones además de permitir la operación con menos sobre voltajes, loscuales son inherentes a la interrupción en aire, debido a la rapidez con que ésta seefectúa. Aunque el interruptor en aceite contiene un líquido inflamable, el riesgo deencendido es realmente pequeño, ya que el aceite es un medio natural para supresión dearcos y garantiza una operación no afectada por las condiciones atmosféricas de suentorno.

2.1 COMPONENTES DE UNA SUBESTACION ELECTRICA.

2 65

4

31

7

20

El interruptor en aire para voltajes superiores a 15 kilovolts emplea sistemas de airecomprimido además de depender de un medio exterior para extinguir el arco, cuyomantenimiento es superior al de un interruptor en aceite. Las atmósferas polvosas,húmedas, corrosivas y explosivas impiden el uso de interruptores en aire,

Una aplicación donde el interruptor en aire tiene ventajas sobre el de aceite es la deinterrupción en hornos eléctricos, debido a que la repetitiva acción de estos interruptoresdeteriora los contactos

2.2. APARTARRAYOS Y PROTECCIONES CONTRA SOBRETENSIONES.Los pararrayos son dispositivos de protección para limitar las tensiones de impulso sobrelos equipos eléctricos mediante la descarga o derivación de la correspondiente corrientede impulso. Evitan que se mantenga la corriente de seguimiento a tierra pudiendo efectuardichas funciones de manera repetitiva. Constituyen un derivador automático de impulsosque actúan para descargar la línea de sobre tensión debidas a descargas atmosféricas,maniobras u otras perturbaciones del sistema que, de otra manera, darían lugar a unaperforación del aislamiento, ocasionando el paro de una línea o un posible deterioro de losequipos. Los pararrayos se proyectan para cortar las tensiones transitorias, descargar laenergía transitoria, evitar las reflexiones peligrosas de tensión e interrumpir el camino dederivación de la corriente dinámica a frecuencia industrial en una fracción de ciclo.

2.3. DESCONECTADOR DE OPERACIÓN CON CARGA.Los desconectadores eléctricos en aire son equipos tripolares de operación en grupo,utilizados para operar con carga y seccionar redes de tensión media de hasta 38 kV,conectar y desconectar líneas o cables, seccionar circuitos en anillo, así como paraconectar y desconectar transformadores con carga. En las versiones con portafusibles, lacapacidad interruptiva de cortocircuito esta determinada por el fusible empleado. Losdesconectadores se instalan dentro de los gabinetes realizando su operación mediantemecanismos tipo disco o con accionamiento automatizado o ubicados a gran distancia sinintervención directa.

2.4. FUSIBLES LIMITADORES DE CORRIENTE.Los fusibles son los dispositivos más simples, que sirven para interrumpir un circuitoeléctrico sometido a corrientes de cortocircuito o de sobrecarga. Los fusibles de altatensión se utilizan para protección de transformadores de tensión, de distribución o depotencia mediana y en ocasiones, ramificaciones de circuitos. A menudo van equipadosde contactos, dispuestos de tal forma que el fusible y su montaje se comportan como undesconectador. Las características de un fusible pueden modificarse ligeramentemediante la selección y disposición de los materiales, pero el tiempo de fusión y lacorriente mínima de fusión dependen de la temperatura ambiente y de las corrientes quehayan circulado por el fusible inmediatamente antes de la fusión.

21

2.5. TRANSFORMADORES.Un transformador es un aparato que acopla magnéticamente circuitos eléctricos distintospermitiendo el intercambio de energía alterna a diferentes niveles de voltaje o entreformas distintas de conexión. Dependiendo de su sistema de enfriamiento se conocen losde tipo seco, enfriados por aire y los de aceite, cuyos bobinados se encuentransumergidos en aceite para evitar incrementos fuertes de temperatura.

Clasificación de los transformadores de acuerdo a su aplicación:Los transformadores se clasifican en:

§ Potencia: aquellos de más de 500 KVA o más de 69 KV. Están diseñados para cubrirlos requerimientos de energía eléctrica para la alimentación de edificios comerciales,hoteles, hospitales y plantas industriales, donde la instalación de la subestación seainterior o intemperie y sobre piso. Se fabrican desde 500 KVA hasta 5000 KVA hastaclase 34.5 KV.

§ Distribución: los que no pasan de 500 KVA y de 69 KV; dentro de los cuales sedistingue un tercer grupo llamado de utilización que se refiere a los de 200 KVA omenos y 15 KV o menos.

S.E. ABIERTA CON TRANSF. DEPOTENCIA



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Los transformadores de distribución a su vez se clasifican en tres tipos principales:

• Tipo poste: Están diseñados específicamente para aplicaciones donde ladistribución de energía eléctrica es aérea. La aplicación convencional de este tipo detransformadores es la distribución eléctrica citadina, rural o industrial. Se fabricandesde 10 KVA hasta 167 KVA en unidades monofásicas, con acometidas de hastaclase 15 KV; y en trifásicas desde 30 hasta 150 KVA, en acometidas de hasta34.5 KV.

• Tipo estación: Su aplicación principal es en edificios comerciales, hoteles,hospitales, industrias y aquellos lugares donde la instalación del transformador sea enuna subestación interior o intemperie sobre el piso. Estos transformadores se fabricanen capacidades comerciales que van desde los 225 KVA hasta 500 KVA, enacometidas de hasta clase 34.5 KV; pudiendo ser fabricados bajo pedido especial encapacidades diferentes a las especificadas anteriormente.

• Tipo pedestal: Son unidades diseñadas para la distribución subterránea comercial oresidencial de energía eléctrica que por su aspecto armonizan con la arquitectura delestablecimiento donde se instalan. Normalmente están integrados a un gabinete deservicio intemperie de frente muerto, para montaje en base de concreto; el gabinetecontempla el transformador, los equipos de protección, los accesorios y las terminalesde conexión. Se fabrican en unidades monofásicas desde 15 hasta 100 KVA enclases de 15 y 25 KV y en unidades trifásicas desde 45 hasta 750 KVA en clases de15 y 25 KV.

SUBESTACION TIPO POSTESUBESTACION TIPO POSTESUBESTACION TIPO POSTE

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Los sistemas de conexión interna más recomendables, dependiendo de su aplicación,son:a) Transformadores trifásicos para subtransmisión o distribución primaria con

devanados de 34.5 KV o más: La alta tensión suele conectarse en estrella por:

§ Reducción gradual del aislamiento entre la terminal de línea y el neutro y porconsiguiente en el tamaño del transformador, economía que es apreciable,especialmente para tensiones superiores a 69 KV.

§ Economía de un aislador de alta tensión cuando se trata de transformadoresmonofásicos. El aislador en el neutro suele ser de la clase de 15 KV.

§ Neutro disponible para conectarlo a tierra y poder obtener protección y control defallas a tierra. La instalación de reactores en el neutro, limita la corriente en las fallas atierra hasta anularla si se desea, aunque generalmente se reduce a valores suficientespara obtener una operación sensible de los relevadores de tierra.

§ Teniendo un lado en estrella, es recomendable conectar el otro en delta para eliminararmónicas en los voltajes y corrientes de línea, además de equilibrar las tensiones enel lado de la estrella.

b) Transformadores para subestación alimentadora de un servicio industrial: Serecomienda la conexión delta – delta presentando las siguientes ventajas:

§ En el lado de baja, reduce considerablemente las corrientes, provocando unareducción en los costos por transformador y dimensionamiento del sistema dedistribución de energía eléctrica (como son: conductores, interruptores ytransformadores de corriente), sobretodo cuando la tensión secundaria es de 480 voltsy la potencia de 1000 KVA o más.

§ En el caso de un grupo de tres transformadores monofásicos en conexión trifásica,permite operar dos unidades en delta abierta con el 58% de la capacidad total en casode defecto en una de las unidades.

§ Un defecto de esta conexión es no dar paso a las corrientes de secuencia cero, quese originan en fallas desequilibradas.

SUBESTACION TIPO PEDESTAL.SUBESTACION TIPO PEDESTAL.SUBESTACION TIPO PEDESTAL.

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c) Transformadores de utilización: en éstos la conexión indicada es delta del lado dealta tensión y estrella en el de baja, por las siguientes razones:

§ La delta del lado de alta estabiliza el neutro del lado de baja e impide defectosperjudiciales en los circuitos de comunicación paralelos a los de fuerza, debido aterceras armónicas.

§ La estrella en baja tensión permite cargas monofásicas de alumbrado y equipos deoficina.

d) Delta – zigzag: Suele llamarse también en estrella cortada. En el arrollamiento entriángulo pueden circular las corrientes de excitación producidas por la terceraarmónica. El neutro puede emplearse ya sea para la puesta a tierra del neutro de lalínea o para sacarlo fuera a fin de trabajar en estrella con cuatro hilos. Unarrollamiento en zigzag tiene un 15% más de espiras que uno en estrella, soportandoigual corriente y por ende más costoso.

e) Estrella – estrella: Esta conexión sólo es apropiada en baja tensión, pues por losarrollamientos no pueden circular las corrientes de excitación producidas por el tercerarmónico. En cada fase se presenta en cambio una tensión producida por el citadoarmónico.

TABLA 2.3: CAPACIDADES COMERCIALES DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA.

TRIFASICOSKVA MONOFASICOSPOSTE ESTACION PEDESTAL

15 *** ***

30 *** *** *** ***

45 *** *** *** ***

75 *** *** *** ***

112.5 *** *** *** ***

150 *** *** *** ***

225 *** ***

250 *** ***

300 *** ***

500 *** ***

750 *** ***

1000 ***

1500 ***

2000 ***

2500 ***

3000 ***

25

2.6. BARRAS COLECTORAS.Constituyen una parte muy importante de la estructura de la subestación, ya que sonportadoras de grandes cantidades de energía en un espacio reducido. Tienen que estarcuidadosamente diseñadas para poder utilizar de manera económica la energía generaday al mismo tiempo deben poseer resistencia mecánica suficiente para resistir losesfuerzos máximos a que pueden verse sometidos los conductores y, a su vez, laestructura por las fuertes corrientes de cortocircuito.

2.7. SISTEMA DE PUESTA A TIERRA.Uno de los aspectos principales para la protección contra sobretensiones en lassubestaciones es la de disponer de una red de tierra adecuada, que se refiere a la uniónde un circuito eléctrico o de una parte conductora con la tierra, a la cual se conectan losneutros de los aparatos, los pararrayos, los cables de guarda, las estructuras metálicas,los tanques de los aparatos y todas aquellas otras partes metálicas, para que, incluso conla aparición de una diferencia de potencial se cubran los siguientes objetivos:

§ Seguridad de las personas.

§ Protección de las instalaciones.

§ Mejora de la calidad del servicio.

§ Establecimiento y permanencia de un potencial de referencia.

Un diseño básico consiste de un cable continuo que debe rodear el perímetro de la redencerrando la mayor área posible de terreno para evitar concentraciones de corriente ygradientes elevados en los extremos de los cables de tierra proyectados. Un sistematípico de red para una subestación puede constar de cable de cobre desnudo 4/0enterrado a una profundidad de 30 a 45 centímetros y espaciados en forma de red de 3 x6 metros. Los cables deben estar unidos de manera segura y también pueden conectarsea una varilla clavada de acero revestido con cobre, de aproximadamente 16 mm dediámetro y 2.5 metros de largo.

Las funciones principales son:

v Proveer la conexión a tierra de los transformadores con neutro a tierra, reactancias ycondensadores.

v Proporcionar un camino de descarga a los pararrayos.

v Garantizar la seguridad del personal de servicio limitando las diferencias de potencialque pueden existir en una subestación.

v Hacer posible la descarga de los equipos y la eliminación de su tensión para poderrealizar los trabajos de mantenimiento.

v Proporcionar un camino de resistencia lo suficientemente baja para reducir al mínimoel aumento de potencial de tierra con respecto a un punto de tierra alejado.

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2.8. PRINCIPALES SISTEMAS DE DISTRIBUCION.a) Radial simple: Es el diseño más simple, consiste instalar un interrruptor principal en

el secundario del transformador para de éste derivar todas las cargas de la planta.Presenta las siguientes características:

§ Adecuado para cargas de hasta 1000 KVA.

§ Altas corrientes de corto circuito.

§ Interruptores de alta capacidad nominal e interruptiva.

§ Alimentadores largos y costosos.

§ Mala regulación debida a la caída de voltaje.

§ Baja eficiencia debida a las pérdidas en los alimentadores.

b) Radial con centros de potencia: En este caso se tienen dos o más transformadorescon sus cargas conectadas en sistema radial simple para alimentar la carga total de laplanta, sus características son:

§ Es el sistema más económico arriba de 1000 KVA.

§ Los alimentadores son cortos, debido a la colocación de cada centro de potenciainmediata al centro de carga.

§ Bajas corrientes de corto circuito.

§ Equipo interruptor de baja capacidad interruptiva y baja corriente normal.

§ Buena regulación de voltaje.

§ Pérdidas moderadas.

§ Mala continuidad, ya que un fallo en un alimentador principal significa interrupción totalen esa área.

2.2 SISTEMA DE DISTRIBUCION: RADIAL

1

4

23

5

1. Transformador de potencia.

2. Interruptor principal, ya seatermomagnético o termoeléctrico.

3. Barras colectoras.

4. Interruptores termomagnéticos decircuitos derivados.

5. Tableros de distribución, ya sea dealumbrado, contacto o motores.

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§ Tardanza en restaurar el servicio en caso de falla en una estación.

§ Poca flexibilidad.

c) Radial selectivo en primario. Es similar al anterior, pero en este caso se tienen dosalimentadores del lado primario o acometidas, sus características son:

§ Continuidad aceptable, ya que al fallar un alimentador se puede cambiar la cargarápidamente al otro. Cada uno de sus circuitos primarios o acometidas, debe tenercapacidad para el total de la carga.

§ En caso de falla de un transformador, la unidad se desconecta rápidamente y serestaura el servicio dejando fuera una zona de la fábrica.

§ Todas las ventajas del sistema anterior están presentes en este arreglo, teniendo unincremento en su costo de aproximadamente el 10%, pero con mayor flexibilidad.

2.3 SISTEMA RADIAL CON CENTROS DE POTENCIA.

ACOMETIDA

2.4 SISTEMA RADIAL SELECTIVO EN PRIMARIO.

ACOMETIDA 1 ACOMETIDA 2

28

d) Radial selectivo en secundario:§ Permite la pronta restauración del servicio por defectos en el alimentador primario o en

el transformador.

§ Mejor continuidad que en los sistemas anteriores.

§ La falla en un transformador no interrumpe por largo tiempo ninguna alimentación, yaque la carga pasa al otro mediante el interruptor de amarre. Cada transformador debepoder llevar la carga de la estación.

§ Este arreglo puede ser aproximadamente un 55% más costoso que el sistema radialcon centros de potencia.

e) Red automática:§ La alimentación no se interrumpe a la carga.

§ Alta eficiencia y regulación.

§ Operación automática en caso de fallas del transformador o alimentador primario, yaque la carga se transfiere a los otros transformadores u otro alimentador a través delanillo secundario.

§ No requiere exceso de capacidad transformadora.

§ Maneja el arranque de motores grandes con menos variación de voltaje.

§ Mínimo parpadeo del alumbrado.

§ Bajas perdidas.

§ No se adapta a sistemas superficialmente extensos, por el costo del anillo secundario.

2.5 SISTEMA RADIAL SELECTIVO EN SECUNDARIO.


29

§ Este arreglo puede ser aproximadamente un 55% más costoso que el sistema radialcon centros de potencia.

f) Anillo de alta tensión:Este sistema de distribución se presenta en plantas industriales grandes, que tienencontratadas tarifas en alta tensión, donde se cuenta con una subestación que convierteuna alta tensión de suministro a una media tensión para la distribución interna de la plantapara poder alimentar varias subestaciones que puedan tomar un voltaje de media tensióny transformarlo a una baja tensión para la alimentación de las diferentes cargas.

§ Presenta la ventaja sobre el sistema radial simple de que puede aislarse una secciónde cable defectuosa y restaurar el servicio en el resto del sistema, mientras se lleva acabo la reparación.

§ Difícil localización de fallas, por lo que la interrupción general puede ser larga.

§ El incremento del costo de este sistema es desproporcionado con relación a lasventajas ganadas.

§ Sin interruptores y protecciones seccionalizantes, el sistema sólo es más peligroso ycon mayor corriente de corto circuito que el sistema radial con centros de potencia.

2.6 SISTEMA DE RED AUTOMATICO.


30

2.9. TABLEROS DE DISTRIBUCION.Es la parte de un equipo de maniobra que consta de uno o más paneles sobre los cualesse montan los conmutadores de control, contadores y equipos de protección y regulación.Se usan para la distribución de la energía eléctrica a las tensiones comunes admisiblespara instalaciones dentro de una planta industrial, cuya tensión rara vez excede de 600volts, pudiéndose proveer con o sin interruptor principal.

Los arreglos de los tableros de distribución pueden ser con:

§ Sistema de plena capacidad: usan interruptores de carga plena con características dedisparo de tiempo largo e instantáneo en los interruptores principal y de alimentación,pudiendo el interruptor principal disparar o no por una falla en el alimentador,dependiendo de la magnitud de la falla con respecto a su ajuste para disparoinstantáneo.

§ Sistema de cascada: consiste en permitir la operación simultánea de dos interruptorespara interrumpir la misma corriente de corto circuito. En esta aplicación, la severidadde la extinción se divide entre los dos interruptores y éstos no necesitan tener cadauno la capacidad completa que requiere la falla. De esta manera puede proveerse uninterruptor de plena capacidad inmediato a la fuente de alimentación y limitar eltamaño de los interruptores en las etapas siguientes. Los estándares NEMApuntualizan que la operación de interruptores en exceso de su capacidad esta limitadaa una operación, después de la cual puede necesitarse una inspección,mantenimiento o cambio total

§ Sistema Selectivo: Un tablero coordinado selectivamente usa interruptores de rangopleno, con características de disparo de tiempo largo y tiempo corto para retrasar laapertura del interruptor principal hasta que se ha tenido oportunidad de aclarar elproblema de falla en el alimentador. Esto proporciona continuidad en el servicio paratodos los circuitos, menos el que esta en falla. Esta combinación de características de

2.7 ANILLO DE ALTA TENSION.

A.T.

31

disparo permite la aplicación del interruptor hasta su capacidad de interrupción condisparos instantáneos, más bien que la capacidad de interrupción sin disparosinstantáneos. Se le llama arreglo selectivo de zona y es a menudo convenientecuando el alimentador del centro de carga sirve a un centro de control de motores.

2.10. USO DE GABINETES PARA PROTECCION DE EQUIPOS.

Se debe poner especial atención en el uso que se va a dar a cada gabinete y del grado deprotección y ventilación que requieren los equipos que va a alojar, así como la posibleagresividad del ambiente que predomina, propiciada por el mismo proceso productivo dela planta industrial, ya que de esto dependerá el buen funcionamiento y vida útil delequipo y de su sistema de protección que pudiera estar alojado dentro del gabinete. Por loantes expuesto se muestra en la tabla 2.2 los grados de protección y aplicaciones de losgabinetes.

TABLA 2.3: GRADOS DE PROTECCIÓN Y APLICACIONES DE GABINETES.

NEMA 1 Usos generales Servicio interior, condiciones atmosféricasnormales, construido de lámina metálica.

NEMA 2 A prueba de goteo Servicio interior, ofrece protección contragoteo de líquidos corrosivos.

NEMA 3 Servicio intemperie Servicio exterior, protección contra airehúmedo y polvo, resistente a la corrosión.

NEMA 3R A prueba de lluvia Servicio exterior a prueba de lluvia,resistente a la corrosión.

NEMA 4 A prueba de agua y polvo Servicio exterior, a prueba desalpicaduras de agua y chorro directo,construcción de lámina metálica ogabinete fundido.

NEMA 5 A prueba de polvo Servicio interior, protección herméticacontra polvo.

NEMA 7 A prueba de gasesexplosivos

Servicio interior o exterior en atmósferaspeligrosas por gases explosivos, gabinetefundido atornillable.

NEMA 9 A prueba de polvosexplosivos

Servicio interior o exterior en atmósferaspeligrosas, evita la entrada de polvosexplosivos.

NEMA 12 Servicio industrial Servicio interior protección contra polvos,pelusas, fibras, goteo, salpicaduras,insectos, aceite, líquidos refrigerantes.

NEMA 13 Servicio industrial Hermético al aceite y al polvo. Serviciointerior, protección contra polvos, líquidosrefrigerantes y aceites.

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3. SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA.3.1. TIPOS DE INTERRUPTORES Y CAPACIDADES COMERCIALES.Los factores a considerar para la selección de un interruptor son:

a) Voltaje del circuito: Los interruptores deben aplicarse en sistemas eléctricos cuyosvoltajes no excedan la tensión nominal o de diseño para el que fueron creados, encuyo caso podría rebasar la capacidad de aislamiento provocando arqueos yposibles accidentes.

b) Corriente de operación: Es la corriente máxima en régimen continuo, por logeneral a 40°C, a la cual el interruptor trabaja sin dispararse. La selección deestos dispositivos se lleva a cabo como se menciona en las principales normasestablecidas, de acuerdo al tipo de carga y al ciclo de operación. Estos códigosseñalan la necesidad de instalar protección contra sobrecorrientes en el punto desuministro, así como en los lugares en que se reduce el calibre del conductor.Cuando un interruptor suministre cargas continuas o la combinación de cargascontinuas y no continuas, ni el dispositivo de sobrecorriente ni la capacidad de losconductores deberán ser menores a la suma de la carga no continua, más la cargacontinua, más el 25% de la carga continua; para el caso de una carga continua nodeberá exceder del 80% del rango del interruptor.

c) Capacidad interruptiva: Se define como la corriente de falla máxima que elinterruptor puede eliminar sin ser dañado, por lo que la capacidad interruptiva debeser igual o mayor que la corriente de cortocircuito calculada.

d) Frecuencia: Los interruptores normalmente están diseñados para operar afrecuencias de 50/60 y 120 Hertz sin necesidad de reducir su capacidad o bien decalibrarlos especialmente. Para frecuencias mayores, hasta 400 Hertz se reducetanto la ampacidad como la capacidad interruptiva debido al incremento deresistencia resultante por calentamientos producidos por el efecto de corrientes deEddy y las pérdidas en el hierro.

e) Número de fases: Son las fases activas del sistema, y sirven de base paradeterminar el número de polos del interruptor; siendo los más comunes de 1, 2 o 3polos.

f) Condiciones de operación: En este caso se debe considerar todos aquellosfactores que por el lugar o la posición afecten la capacidad de los interruptores,como son: la temperatura ambiente, la humedad, la altitud, la posición de montaje,tipo de servicio ya sea interior o exterior.

g) Sistemas de coordinación de protecciones: Cuando en un sistema se cuenta condiversos dispositivos de protección es conveniente contar con las curvascaracterísticas de los interruptores a fin de evitar disparos no deseados y obteneruna adecuada coordinación. Estas curvas representan los límites de disparo desobrecorriente a una temperatura ambiente, normalmente de 40°C.

h) Accesorios: Se aplican cuando se desea contar con medios de control,señalización, alarma y protección por bajo voltaje.

i) Dimensiones: Son indispensables cuando se planea montar el interruptor engabinete, tableros o maquinaria en general.

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j) Inspección y mantenimiento: Es importante cuidar el diseño de la instalacióneléctrica para que se pueda contar con un fácil acceso para realizarperiódicamente estas tareas.

3.2 CONDUCTORES ELECTRICOS.Se puede definir como conductor eléctrico aquel material de alta conductividad capaz depermitir el paso continúo de una corriente eléctrica cuando es sometido a una diferenciade potencial entre dos puntos; para nuestros fines, un conductor eléctrico se compone deun filamento o alambre o una serie de alambres cableados de material conductor,normalmente puede ser cobre o aluminio, que se utiliza desnudo o bien cubierto de unmaterial aislante; la tabla 2.3 muestra algunas de las propiedades físicas de estos metalesa 20 °C. Los conductores eléctricos son la parte medular de una instalación eléctrica,puesto que por éstos circulará la corriente del sistema, que junto con los demáselementos que la componen nos darán seguridad, eficiencia y economía.

TABLA 2.4: PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS METALES MÁS UTILIZADOS, COMOCONDUCTORES ELÉCTRICOS.

Cobre Aluminio

Número atómico. 29 13

Peso específico (gr/cm3). 8.89 2.703

Conductividad eléctrica. 100 % 60.79 %

Conductividad térmica (Cal/cm3). 0.93 0.52

Temperatura de fusión. 1,083 660

3.3. TIPOS DE AISLAMIENTO Y SUS APLICACIONES.Debe recordarse que un material aislante es una substancia de tan baja conductividadque el paso de la corriente eléctrica a través de ella es prácticamente despreciable. Lostipos de aislamiento para conductores eléctricos, comúnmente usados son:

a) Hule natural: actualmente se ocupa muy poco debido al desarrollo de los hulessintéticos, ya que necesita formularse especialmente para lograr compuestosresistentes a la humedad, el calor, a los aceites y de resistencia mecánica alta.

b) Hule SBR o GRS: aunque su resistencia mecánica es inferior al hule natural, puedeformularse para lograr un compuesto de buenas cualidades eléctricas para cablesde baja tensión, es más resistente al calor y humedad que el hule natural. Su usose limita a aplicaciones de baja tensión porque hay otros aislamientos plásticos yelastoméricos que le llevan toda la ventaja para tensiones altas. Se emplea paratemperaturas de servicio de hasta 90°C.

c) Hule butilo: este aislamiento puede trabajar a temperaturas de operación continuahasta de 90°C. Es inherentemente resistente al ozono y a la humedad. Muy

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resistente al calor, de buena resistividad y rigidez dielélectrica, de buenaspropiedades mecánicas y excelente resistencia a la deformación térmica.

d) Neopreno: químicamente es un polímero del cloropreno, no tiene gran aplicacióncomo aislante eléctrico porque su contenido de cloro hace que sus cualidadesaislantes no sean muy elevadas. Su principal o mayor uso es en la fabricación decubiertas exteriores de cables aislados. Pueden prepararse compuestos de él conmuy buena resistencia mecánica a la tensión y al rasgado. Por su estructuraquímica es resistente al aceite, a los materiales químicos, al calor, la humedad y laflama. Es altamente resistente al ozono y al ataque de la intemperie.

e) Polietileno clorosulfonado: Puede emplearse como un compuesto aislamiento –cubierta integral para muchos tipos de cables, especialmente del tipo automotriz.Posee buenas cualidades eléctricas para usarse como un aislamiento eléctrico debaja tensión. Posee una gran resistencia al ozono y al efecto corona. Tiene muybuena resistencia al calor y a la humedad y pueden prepararse formulacionesespeciales para muy bajas temperaturas. Su constante dieléctrica, su factor depotencia y sus otras características eléctricas no permiten aplicarlo como unaislamiento para altas tensiones. Resistente al calor, a la intemperie, al oxígeno y alos aceites.

f) Policloruro de vinilo (PVC): Debido a que los compuestos de PVC contienen cloro ensus moléculas, son inherentemente no propagadores de flama, sobre todo en loscasos en los que se preparan formulaciones especiales para lograr esta cualidad.Tienen muy buenas propiedades mecánicas, pero sus cualidades eléctricas no sonsobresalientes, sobre todo si se le compara con otros aislamientos nuevos que sehan venido desarrollando y por esta causa su aplicación se limita en nuestro medioa emplearlo para tensiones no mayores de 1000 volts. Se emplea en la fabricaciónde alambres y cables de los tipos T, TW, THW, THHN y THWN, así como tambiéndebido a sus cualidades de resistencia mecánica, no-propagación de la flama yresistente a aceites es ampliamente usado como cubierta exterior de cables conaislamiento de polietileno, polietileno vulcanizado o etileno propileno usados paraalta tensión.

g) Polietileno (PE): Posee el mejor conjunto de cualidades que se pueden esperar enun aislamiento sólido: alta rigidez dieléctrica, bajo factor de potencia y constantedieléctrica, alta resistividad volumétrica. Sus propiedades mecánicas son buenas,sin embargo sus limitaciones principales son su pobre resistencia a la flama, sutermoplasticidad, su deterioro por la acción de los rayos ultravioleta y su pocaresistencia a la ionización. Se encuentra normalizado como aislamiento para cablescuya temperatura de servicio no sea mayor de 75 °C y para tensiones hasta de69,000 volts.

h) Polietileno de cadena cruzada (XLP): Los aislamientos de polietileno reticuladopara altas tensiones tienen buenas cualidades mecánicas, poseen buena resistenciaa la compresión y deformación térmicas, tienen una excelente resistencia alenvejecimiento por altas y bajas temperaturas. Sus cualidades eléctricas comorigidez dieléctrica, factor de potencia, constantes dieléctricas y de aislamiento, asícomo su estabilidad eléctrica en agua son sobresalientes. Es altamente resistente alozono, a la humedad y productos químicos. El polietileno vulcanizado es unaislamiento para temperaturas de 90 °C en operación normal, 130 °C encondiciones de emergencia y 250 °C en condiciones de corto circuito, se ha llegadoa emplear en cables para tensiones hasta de 69, 115, 230 y 500 kilovolts.

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i) Etileno propileno (EP o EPR): Es un material elastomérico obtenido a partir deletileno y del propileno. Poseen muy buenas cualidades eléctricas y físicas,sobresaliente resistencia térmica y al ozono, así como una excelente estabilidadeléctrica en agua. Poseen una muy buena flexibilidad que permite un adecuadomanejo durante la instalación.

3.4. DIMENSIONADO DE CONDUCTORES ELECTRICOS.

Existen dos formas de calcular los conductores en una instalación:

a) Por capacidad: Una vez seleccionado el tipo de conductor adecuado para el usoespecífico de la instalación y una vez calculada la corriente que va a transportar

En la tabla 2.5 que se muestra a continuación se presentan los calibres comerciales delos conductores de cobre aislados de 0 a 2000 volts y la capacidad de conducción decorriente en amperes; para no más de tres conductores en un cable, en una canalizacióno directamente enterrados y para una temperatura ambiente de 30 °C; (conforme a latabla 310-16 de la NOM-001-SEDE-1999, referente a la utilización de instalacioneseléctricas).

TABLA 2.5: CALIBRES COMERCIALES DE LOS CONDUCTORES DE COBRE AISLADOS DE 0 A 2000VOLTS Y LA CAPACIDAD DE CONDUCCIÓN DE CORRIENTE EN AMPERES.

60 °C 75 °C 90 °CÁrea de seccióntransversal AWG

o MCMTipos: TW TWDCCE TWD-UV60

°C

Tipos: RHWTHHW THW

THW-LS THWNXHHW TT

Tipos: RHHRHW-2 THHN

THHW THHW-LSTHW-2 XHHW

XHHW-218 *** *** 14

16 *** *** 18

14 20 20 25

12 25 25 30

10 30 35 40

8 40 50 55

6 55 65 75

4 70 85 95

2 95 115 130

1 110 130 150

1/0 125 150 170

2/0 145 175 195

3/0 165 200 225

4/0 195 230 260

250 215 255 290

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TABLA 2.5: CALIBRES COMERCIALES DE LOS CONDUCTORES DE COBRE AISLADOS DE 0 A 2000VOLTS Y LA CAPACIDAD DE CONDUCCIÓN DE CORRIENTE EN AMPERES (CONTINUACION).

60 °C 75 °C 90 °CÁrea de seccióntransversal AWG

o MCMTipos: TW TWDCCE TWD-UV60

°C

Tipos: RHWTHHW THW

THW-LS THWNXHHW TT

Tipos: RHHRHW-2 THHN

THHW THHW-LSTHW-2 XHHW

XHHW-2300 240 285 320

350 260 310 350

400 280 335 380

500 320 380 430

600 355 420 475

750 400 475 535

1000 455 545 615

Para la protección del aislamiento habrá que considerar dos factores importantes:

§ Factores de corrección por temperatura: Si la temperatura ambiente es superior a laconsiderada para el cálculo de la tabla (30 °C), las capacidades de corriente deben serafectadas por los factores de corrección de temperatura para conductores de cobreindicados en la siguiente tabla 2.6.

TABLA 2.6: FACTORES DE CORRECCIÓN POR TEMPERATURA.

Para temperatura ambiente diferentede 30 °C, multiplique las capacidadesde corriente de la tabla anterior por elfactor de corrección correspondiente

en esta tabla.

Temperaturaambiente °C

60 °C 75 °C 90 °C

21 – 25 1.08 1.05 1.04

26 – 30 1.00 1.00 1.00

31 – 35 0.91 0.94 0.96

36 – 40 0.82 0.88 0.91

41 – 45 0.71 0.82 0.87

46 – 50 0.58 0.75 0.82

51 – 55 0.41 0.67 0.76

56 – 60 *** 0.58 0.71

61 – 70 *** 0.33 0.58

71 - 80 *** *** 0.41

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§ Factores de corrección por agrupamiento: Cuando el número de conductores en unacanalización o cableados excede de tres, la corriente de carga máxima permisible decada conductor deberá reducirse multiplicando por el factor de corrección poragrupamiento correspondiente que se muestra en la tabla 2.7:

TABLA 2.7: FACTORES DE CORRECCIÓN POR AGRUPAMIENTO:

Número de conductoresque llevan corriente.

Factores de correcciónpor agrupamiento.

4 a 6 0.80

7 a 9 0.70

10 a 20 0.50

21 a 30 0.45

31 a 40 0.40

41 y más. 0.35

b) Por caída de tensión: Se presenta debida a la resistencia que opone un conductor atransportar la energía eléctrica, así por ejemplo tenemos que la resistencia promediode un conductor comercial de cobre es de 0.0175 Ohms por mm2/m.

Tomando en cuenta que la resistencia eléctrica de cualquier conductor esta dada por lasiguiente fórmula:

SLR ρ= ………. (1)

Donde:

= Resistividad del cobre a 20 °C = 0.0175 mm2 /m.

R = Resistencia eléctrica en Ohms ( ).

L = Longitud del conductor en metros.

S = Sección del conductor en mm2.

Actualmente se cuenta con tablas, proporcionadas por fabricantes de conductoreseléctricos, que muestran la resistencia eléctrica de los cables y alambres, ya sea decobre o aluminio. En la tabla 2.8 se presenta la resistencia eléctrica de los cables conalambres de cobre suave, cableado concéntrico, según fabricante LATINCASA.

Por otra parte de la ley de Ohm tenemos:

IRV = ………. (2)

Y la caída de tensión es:

IRV =∆ ………. (3)

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Sustituyendo la resistencia de la ecuación (1) en la ecuación (3) obtenemos la ecuaciónque define la caída de voltaje:

SLIV ρ2

=∆

En la ecuación anterior la longitud del circuito se multiplica por dos para incluir la longitudtotal del alambre.

La caída de tensión global desde el medio de desconexión principal hasta la salida másalejada de la instalación no debe exceder del 5 %. La caída de tensión se debe distribuirrazonablemente en el circuito derivado y en el circuito alimentador, procurando que encualquiera de ellos no sea mayor del 3 %.

TABLA 2.6: RESISTENCIA ELÉCTRICA DE LOS CABLES CON ALAMBRES DE COBRE SUAVE,CABLEADO CONCÉNTRICO, SEGÚN FABRICANTE LATINCASA.

Calibre AWGo KCM

Área de seccióntransversal

nominal mm2

Diámetro exteriornominal en mm

Resistencia eléctricaa la c.d. a 20 °C

nominal / kmkg / km

1000 506.700 29.270 0.035 4,595.000750 380.000 25.340 0.046 3,446.000700 354.700 24.490 0.050 3,216.000600 304.000 22.670 0.058 2,757.000500 253.400 20.670 0.069 2,298.000400 202.700 18.490 0.087 1,838.000350 177.300 17.290 0.099 1,608.000300 152.000 16.010 0.116 1,378.000250 126.700 14.620 0.139 1,149.0004/0 107.200 13.400 0.164 972.1003/0 85.010 11.940 0.207 770.9002/0 67.430 10.630 0.261 611.4001/0 53.480 9.470 0.329 484.9001 42.410 8.430 0.415 384.6002 33.620 7.420 0.523 304.9004 21.150 5.880 0.832 191.8006 13.300 4.670 1.320 120.6008 8.367 3.700 2.100 75.870

10 5.260 2.930 3.340 47.70012 3.307 2.330 5.320 29.99014 2.082 1.850 8.450 18.88016 1.307 1.460 13.500 11.85018 0.824 1.160 21.400 7.46720 0.519 0.920 33.900 4.707

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4. USUARIOS PRINCIPALES DE LA ENERGIA ELECTRICA.

Dentro de la aplicación o uso final que se da a la energía eléctrica, corresponde el 60 % alos sistemas de fuerza, que comprende básicamente a motores eléctricos empleados paraaccionar bombas, ventiladores, ascensores, grúas, bandas transportadoras, compresores,molinos y una gran extensión de tipos de máquinas, dependiendo del tipo de industria quese refiera. De ahí la necesidad de enfatizar nuestra atención en encontrar nuevos diseñosde motores y de sistemas de fuerza que en conjunto nos lleven a la optimización yaprovechamiento de la energía eléctrica.

Corresponde un 30 % a los sistemas de iluminación, incluyendo la residencial, industrial,comercial y de alumbrado público. El último 10% corresponde a usuarios variados, comopueden ser herramientas manuales, aparatos de uso domestico, etc.

4.1 MOTORES ELECTRICOS.

Un motor eléctrico es un instrumento básico para convertir potencia eléctrica (kW) enpotencia mecánica de rotación (HP).

Describiéndolos por su configuración eléctrica pueden ser ordenados de la siguientemanera:

4.1.1. TIPOS DE MOTORES.

Serie.

Devanados Paralelo.

Corriente directa Compuesto.

Imán permanente. Con carbones y escobillas

Sin escobillas

En los motores de corriente directa, los campos magnéticos generados por los bobinadoso imanes del estator son permanentes, de tal manera que la rotación de la armadura esprovocada por este campo. Al alimentar la armadura a través de los carbones por elconmutador, se crea un campo no colineal al campo del estator; con esto se crea lafuerza tangencial necesaria para la rotación y a la vez se genera la conmutación de laalimentación de la armadura, provocando que el desfasamiento de campos se mantenga.

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De polos sombreados.

Fase dividida.

Arranque por capacitor y operación porinducción.

Monofásicos. Arranque por capacitor y capacitor deoperación.

Corriente alterna. Capacitor permanente y fase dividida.

Arranque por repulsión y operación porinducción.

Síncronos.

Trifásicos. Inducción de jaula de ardilla.

Rotor devanado.

Los motores síncronos fueron inicialmente utilizados debido a su capacidad paraaumentar el factor de potencia en los sistemas que poseían grandes cargas de motoresde inducción, ya que el factor de potencia de dichos sistemas es frecuentemente bastantebajo. Muchos motores síncronos se proyectan para funcionar con factor de potenciaunitario; esto es, se suministra la excitación suficiente para suplir solamente con lasexigencias del servicio del motor y no se sede ni absorbe corriente reactiva al sistema opueden diseñarse para funcionar con un factor de potencia en adelanto del 80% yabsorben corriente desfasada en adelanto con respecto a la tensión.

Los motores de inducción, son los generalmente empleados en la industria debido a subajo costo, sencilla construcción y alto rendimiento.

En los motores monofásicos es necesaria una estimulación inicial provocada por losdiferentes auxiliares de arranque para estos motores; estos auxiliares generan unainducción en el rotor, anterior en tiempo a la inducción realizada por el campo deoperación, para cuando llega la inducción de operación interactúa con la pequeñainducción inicial para crear una fuerza tangencial en el rotor y así lograr que gire, paraposteriormente desactivar el auxiliar de arranque.

En los motores trifásicos también es necesaria la inducción inicial, sin embargo nonecesita auxiliares de arranque. En este caso, como las fases están desfasadas 120°; lainducción inicial (en tiempo), es provocada por la primera fase que llega a alimentar alestator. Después se magnetiza la segunda fase y atrae al rotor, consecutivamente el actose repite con la tercera fase y así sucesivamente manteniendo la fuerza tangencial quemantiene girando al rotor.

Las características principales que se deben tomar en cuenta al momento de elegir unmotor para una aplicación dada son:

1. Momento de inercia: es la propiedad de un motor o máquina de resistirse a uncambio de estado, ya sea de reposo o de movimiento.

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2. Par o torque: es la fuerza de torsión aplicada a una carga, la cual puede seraplicada de manera directa por la flecha o de manera indirecta por medio debandas, cadenas o engranes.

3. Velocidad: es el número de vueltas que la flecha de un motor puede lograr en unminuto (r.p.m.); La velocidad del campo magnético giratorio se llama velocidadsíncrona del motor y depende de la frecuencia de la línea de alimentación (f) y delnúmero de polos del devanado del motor (N), con base en la siguiente fórmula:

Nf

MPR SINCRONA

120.. . =

Un motor de inducción no puede funcionar a la velocidad síncrona porque el rotor estaríaen reposo con respecto al campo giratorio y no se induciría ninguna corriente que permitala rotación del rotor, por lo que la velocidad del rotor debe ser ligeramente menor. Ladiferencia entre la velocidad del rotor y la velocidad síncrona se llama deslizamiento y seexpresa como un porcentaje de la velocidad síncrona.

100*...

......(%)

−=

MPR SINCRONA

MPRMPR SINCRONA ROTORntoDeslizamie

4. Rendimiento: es la relación entre la potencia mecánica de salida útil en el eje y lapotencia eléctrica de entrada en los bornes de alimentación del motor.

absorbidaeléctricaPotenciaejeelenútilMecánicaPotencia

=η

5. Potencia: se refiere al trabajo que puede realizar un motor en una unidad de tiempo;usualmente se expresa en caballos de potencia (HP), que es el equivalente a 550libras – pie /segundo.

La ecuación que relaciona los conceptos anteriores es:

ft-lb52,525VELOCIDADXPAR

=HP

La asociación de manufactureros eléctricos “NEMA” clasifica los motores de inducciónjaula de ardilla de la siguiente manera:

a) Diseño A: Este tipo de motores no son muy usuales; tienen un par de arranquenormal, pero con una corriente de arranque muy alta. Presentan bajo deslizamiento,haciendo que su velocidad nominal sea muy cercana a la síncrona. Se utilizannormalmente en máquinas herramientas, ventiladores, bombas, compresores ytransportadores arrancados sin carga.

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b) Diseño B: Este es e diseño industrial estándar para uso continuo. Este motor proveeun par arranque normal con una corriente moderada de arranque. Al igual que losde diseño A, tienen buena operación en aplicaciones en máquinas herramientas,ventiladores, bombas, compresores y transportadores arrancados sin carga, perocon menor corriente de arranque.

c) Diseño C: Este motor es utilizado para mover cargas con alta inercia de arranque,por lo que tiene la característica de ofrecer un gran par de arranque. Este diseño seaplica en compresores que arrancan con carga, bombas de desplazamiento positivoy algunos tipos de transportadores que hacen paros y arranques estando cargados.

d) Diseño D: Este es el diseño que proporciona el mayor par de arranque; encuentrasu aplicación cuando las cargas son momentáneas, debido a que durante laoperación plena el motor pierde su velocidad rápidamente. Estos motores sonutilizados en donde se requieren altos empujes momentáneos como estampadoras,elevadores, prensas, extractores y máquinas con volante inercial alto.

4.1.2. METODOS DE ARRANQUE PARA MOTORES DE C.A.

a) Tensión plena: Este tipo de control tiene como inconveniente la aplicación súbitade un par mayor que el de plena carga que puede dañar la flecha y la variación devoltaje en la línea del motor debido a la caída producida por la alta corriente dearranque del mismo. Estas depresiones ocasionan parpadeo de las lámparas ypueden hacer que otros motores se paren. Por estas razones la compañíasuministradora objeta el uso de arrancadores de línea con motores de tamañomediano, mientras que en las fábricas que poseen su propia subestación es elmétodo comúnmente empleado.

b) Tensión reducida: Cuando las perturbaciones en la línea deben evitarse o laaplicación súbita de un par de arranque grande sea perjudicial, el motor debearrancarse a voltaje reducido para reducir par y corriente de arranque. La corrientepodrá reducirse lo más que permita la reducción en par, siendo el valor mínimo deéste el que determina el voltaje que debe aplicarse.

Las maneras principales de reducir el par en el arranque de un motor son:

§ Por caída en una resistencia variable en serie con el motor.

§ Por caída en una reactancia variable en serie con el motor.

§ Mediante un autotransformador

§ Conectando el motor en estrella en el arranque y cambiándolo a delta en lamarcha.

El arrancador seleccionado deberá satisfacer las siguientes condiciones:

1. Producir mínima perturbación en el sistema.

2. Proporcionar el par de arranque necesario.

3. Ajustar automáticamente la corriente y el voltaje con la velocidad del motor.

4. Tener bajo costo

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5. Permitir selección del par de arranque.

6. Consumir poca energía.

7. Requerir poco mantenimiento.

En la tabla 2.9 se muestran los sistemas de arranque más recomendables, dependiendodel tipo de motor que se vaya a utilizar, el cual esta en función de la aplicación final delmotor.

Tabla 2.9: Sistemas de arranque, dependiendo del tipo de motor utilizado.

TIPO DEMOTOR

ARRANCADOR METODO OPERACIÓN

**** Manual

**** Magnético

Con int. De fusibles

Con int.Termomagnético

A tensión plena

Reversible

Magnético

Por resistenciaprimaria

Magnético

ManualPorautotransformador Magnético

A tensión reducida

Por reactor Magnético

Estrella – Delta

Devanado bipartido

Inducción jaulade ardilla

Dos velocidades

Cambio deconexiones de los

devanados del motor Magnético

Rotor devanado Control secundario Por resistenciasecundaria

Magnético

A tensión plena **** Magnético

Por resistenciaprimaria

Síncrono

A tensión reducidaPor

autotransformador

Magnético

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4.1.3. NORMALIZACION.

NOM-016-ENER-1997: Eficiencia energética de motores de corriente alterna trifásicos, deinducción, tipo jaula de ardilla, de uso general en potencia nominal de 0.746 a 149.2 kW.Límites, método de prueba y marcado.

4.2. CARGAS TERMICAS.

4.2.1. REFRIGERACION Y AIRE ACONDICIONADO.

Los términos de refrigeración y aire acondicionado están muy ligados y consistenbásicamente en conseguir en un área dada una temperatura más baja que la del medioambiente inmediato, lo cual se logra por cualquiera de los métodos que se mencionan acontinuación:

1. Por elevación de la temperatura de un refrigerante: esto se consigue al ponerlo encontacto con el producto a enfriar, el cual inicialmente puede estar a una temperaturamucho mayor.

2. Por cambio de fase de un refrigerante: esto se debe al hecho de que un refrigerantenecesita absorber calor del medio circundante para llevar a cabo un cambio de fase.

a) Calor de fusión, es el calor absorbido por el refrigerante para pasar de sólido alíquido; el ejemplo más notable es la fusión del hielo.

b) Calor latente de vaporización, es el calor absorbido por el refrigerante al pasar delíquido a vapor; este proceso de refrigeración es el más usado debido a que tienelugar en el conocido ciclo de compresión del vapor. Controlando la presión a laque se realiza la vaporización, se regula la temperatura del proceso.

c) Calor de sublimación, es el calor absorbido por el refrigerante al pasar de sólidoa vapor; el ejemplo más común es el hielo seco o anhídrido carbónico sólido, quecuando se calienta a la presión atmosférica, pasa de sólido a vapor. El hielo secosublima a –78 °C, pudiendo por tanto, mantener bajas temperaturas.

Cabe señalar que existen otros métodos de refrigeración, pero que por lo complicado delsu diseño o por el costo que esto representa, sólo se han difundido en el ámbitoexperimental, entre estos se puede mencionar la refrigeración por expansión de unlíquido, expansión de un gas perfecto, proceso de vaciado, expansión de un gas real o porprocesos eléctricos.

3. Por absorción: El principio de funcionamiento de estas máquinas se basa en la teoríade las propiedades de las mezclas binarias, o pares binarios. Las mezclas utilizadasestán compuestas de un disolvente y de un fluido frigorígeno que en cierto punto delciclo, es absorbido por el disolvente y en otro punto es separado. A fin de obtenereste resultado es necesario que el disolvente, cuando se halla frío, tenga una granafinidad con el fluido frigorígeno; cuando la temperatura de la mezcla se eleva, estaafinidad disminuye, liberando el fluido frigorígeno del disolvente. Los dos principalespares binarios utilizados industrialmente son: agua – amoníaco y agua – bromuro delitio.

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Las aplicaciones más frecuentes de la refrigeración y el aire acondicionado puedenagruparse en:

1. Preparación, fabricación, almacenamiento y distribución de alimentos.

2. Uso en procesos industriales e industrias químicas.

3. Aire acondicionado para la industria y el confort.

El acondicionamiento de aire en procesos industriales concierne con el control de latemperatura, la humedad y con la circulación del aire, a fin de mantener los productos alas condiciones deseadas. Las razones para efectuar los diferentes procesos deregulación de humedad y temperatura pueden ser:

a) Bioquímicos, como en la fermentación de pastas o de frutas y madurez de carne o dealmacenamiento de alimentos.

b) Control de reacciones químicas, como en el secado de pinturas en donde unasuperficie dura no debe oxidarse antes de que ocurra el secado de la pintura.

c) Control del proceso de secado para prevenir secado tan rápido que causeagrietamientos o roturas, como en el caso de secado de madera verde.

En la figura 2.8 se presenta de forma esquemática el ciclo de refrigeración porcompresión, que es el que tiene mayor aplicación por su simplicidad de funcionamiento,mostrando sus principales componentes.

a) Compresor: aspira los vapores fríos producidos por la evaporación del fluidofrigorígeno en el evaporador a una presión débil y restituye a la descarga dichosvapores comprimidos y recalentados a alta presión. El fluido ha sufrido unacompresión politrópica que ha tenido por efecto elevar la temperatura del fluidodescargado.

b) Condensador: los vapores comprimidos a una temperatura elevada penetran en elcondensador, donde después de haber sido enfriados hasta la temperaturacorrespondiente a la tensión de vapor saturante de los valores descargados, son allícondensados a temperatura constante. El calor de enfriamiento y el calor latente decondensación son facilitados por los medios de condensación, ya sea agua o aire.

c) Válvula de expansión: a su paso por el orificio calibrado de la válvula de expansión, ellíquido experimenta una caída de presión provocando su evaporación parcial y elenfriamiento hasta la temperatura de evaporación del líquido restante

d) Evaporador: la mezcla líquido – vapor expansionada se evapora totalmente en elevaporador por ebullición a la temperatura correspondiente a la tensión de vaporsaturante del fluido, presión que se mantiene constante durante todo el proceso deevaporación por la aspiración en el compresor de los vapores producidos.

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Si bien se puede considerar el evaporador como el centro y órgano esencial de unainstalación frigorífica, como generador de frío, el compresor es el elemento mecánico máscomplicado y delicado de la instalación, por lo que comúnmente es objeto de las másfrecuentes verificaciones en la inspección de la instalación; además de ser el receptor dela potencia entregada por un motor, a fin de generar el trabajo necesario para iniciar elciclo de refrigeración.

Basándose en su principio de funcionamiento se distinguen dos grupos principales decompresores, que son:

§ Los compresores volumétricos: que se refiere a todas las máquinas que por medio demovimientos dentro de un cilindro aspiran el vapor y lo comprimen enviándolo a lacabeza del cilindro, entre los que destacan los compresores alternativos de pistónpudiendo ser verticales u horizontales, de simple o doble efecto; los compresoresrotativos ya sean de pistón giratorio o de pistón rodante y los motocompresoresherméticos, estos últimos son los más difundidos en refrigeración doméstica ycomercial, para potencias no mayores de 2 kilowatts. Exteriormente, unmotocompresor se presenta como una envolvente de acero formada por dos partes,soldadas eléctricamente una con otra, cuya forma se asemeja a un cilindro; losmotocompresores pueden ser alternativos de pistón o rotativos de paleta, los de pistónhan aventajado a los demás tipos por su rendimiento y su mayor facilidad deconstrucción.

Los compresores helicoidales o de tornillo pertenecen a la clase de las máquinasvolumétricas de tipo rotativo como los compresores de pistón giratorio. Soncompresores rotativos de espacio variable y deben su nombre al mecanizado de losrotores que se asemejan a un juego de engranajes de corte helicoidal.

EVAPORADOR

VALVULADE

EXPANSION

COMPRESOR

CONDENSADOR

2.8 CICLO DE REFRIGERACIÓN POR COMPRESIÓN.

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§ Los compresores de impulsión o compresores centrífugos: que es una máquina aturbina que tienen por función actuar sobre un cuerpo fluido por medio de una ruedaalabeada girando alrededor de un eje; empleando el aumento de energía cinética delfluido, obtenida al utilizar la fuerza centrífuga provocada por la gran velocidadperiférica en que el fluido sale de los alabes del rotor, velocidad que al pasarseguidamente a través de un difusor con la consiguiente caída de velocidad obtieneun aumento de presión. Los compresores centrífugos no son compresoresvolumétricos y que, por consiguiente, no deben confundirse con los compresoresrotativos que son realmente una variante de las máquinas de pistón, en las que lospistones se han sustituido por órganos de giro o rodantes animados de diversosmovimientos rotativos.

Cabe señalar que una cuestión muy importante es el tipo de sustancia de trabajo, orefrigerante, que se puede utilizar en un sistema de refrigeración; lo más deseable estener una presión de entrada al compresor que sea igual o mayor que la atmosférica, demodo que el aire no se infiltre en el sistema y contar con una sustancia que tenga unatemperatura de ebullición menor que la de los alrededores a la presión atmosférica.

Los sistemas de aire acondicionado se pueden clasificar de la siguiente manera:

1. Por el fluido de distribución de enfriamiento: en sistemas de sólo aire, sistemas desólo agua y sistemas combinados.

2. Por la forma en que esta dispuesto el equipo se clasifican en

§ Sistemas centrales o remotos: son aquellos en los cuales sus componentes seencuentran separados y cada uno es seleccionado de acuerdo a la selección deldiseñador. Pueden ser del tipo de sólo aire, sólo agua o combinados.

§ Sistemas unitarios: son aquellos en los cuales todos o la mayoría de suscomponentes del acondicionamiento de aire se ubican en un solo paquete; estoincluye al equipo de refrigeración, ventilador, serpentines, filtros, compuertas ycontroles. Por lo general son del tipo de sólo aire.

Los sistemas unitarios se pueden dividir en los siguientes grupos:

§ Unidades de recinto – se consiguen en dos tipos: unidades de ventana y unidades depared. La unidad de ventana ajusta a una abertura en el marco de una ventanaexistente y descansa en el umbral. La unidad de pared encaja en una abertura depared exterior, en general bajo el umbral de la ventana.

§ Acondicionadores unitarios: se diseña para instalarse dentro o cerca del recintoacondicionado. El condensador y el compresor están en un solo paquete, ubicado enel exterior, y el ventilador y el serpentín de enfriamiento en otro paquete en el interior.

§ Unidades de techo: está diseñado para instalarse en el exterior; con frecuencia todo elequipo de refrigeración, enfriamiento y manejo de aire se arman juntos, aunque elcompresor y el condensador pueden estar alejados.

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4.2.2. HORNOS Y CALENTADORES.

El arco eléctrico es un manantial de calor en un grupo importante de hornos eléctricos, elcual puede producirse haciendo pasar una corriente eléctrica a través de barras de carbónen contacto, separándolas después; el arco es una llama de vapor de carbón que seextiende de uno a otro polo.

Cuando una corriente eléctrica encuentra resistencia, se transforma en calor, y como elvapor de carbón ofrece una resistencia considerable a la corriente eléctrica, se produceuna temperatura muy elevada, lo suficiente para fundir o vaporizar cualquier cuerpoconocido.

Un horno eléctrico consta de las siguientes partes, esenciales y accesorias:

1. Material conductor, calentado por el paso de la corriente – este puede ser un vapor,como en el arco eléctrico; un sólido, como cok; o un líquido, como el acero o escoriafundidos.

2. Una envoltura de material refractario – las paredes, bóveda y solera del hornonecesitan conservar el calor, retener la carga, impedir acceso al aire y soportar loselectrodos y aparatos de carga y descarga.

3. Electrodos o conductores para traer la corriente al interior del horno – para esteobjeto se emplean usualmente barras de carbón, que están sometidas por unextremo al calor del horno y en el otro deben estar lo bastante frías para permitir quese haga un contacto eléctrico, por medio de soportes especiales que traen lacorriente al interior. En algunos tipos no se necesitan electrodos, engendrándose lacorriente por inducción en el mismo horno.

4. Portaelectrodos – Son usualmente empalmes metálicos para sostener y hacercontacto eléctrico con los electrodos de carbón debiendo tomarse precauciones paraimpedir un excesivo calentamiento.

5. Medios de carga y descarga – Algunos hornos son de acción intermitente, y en ellosse añade la carga, se calienta en el horno y se retira antes de introducir otra nueva.Otros son de acción continua, lo que implica adiciones continuas o periódicas demateria prima y sangría de los productos.

La clasificación común de los hornos eléctricos se basa en la clase de resistidor empleadopara desarrollar calor; así, hay hornos de arco, en los cuales el calor se desarrolla en elarco eléctrico, y hornos de resistencia, cuyo calor es desarrollado por el paso de lacorriente a través de un resistidor sólido o líquido. La clasificación puede hacerse tambiénteniendo en cuenta el modo de transmitir el calor a la carga; así, en los hornos de arco elcalentamiento puede ser directo, como en el horno vertical de arco Siemens, en el cualuno de los polos del arco esta constituido por el metal que ha de fundirse, o indirecto,como en el horno Siemens horizontal, en el que se emplean electrodos independientes yel calor se transmite a la carga por radiación y conducción.

El horno eléctrico de arco o de inducción encuentra sus aplicaciones en aquellos procesosdonde se requieren altas temperaturas por encima del rojo, superiores al doble que seobtiene normalmente quemando combustibles, principalmente en la industria metalúrgicapara la producción de aluminio y de carburos. En la mayor parte de las operaciones delhorno se producen cambios físicos y químicos, que aumentan o disminuyen la cantidad decalor puesta en libertad.

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Existen también hornos y calentadores eléctricos basados en resistencias, los cuales seutilizan básicamente para medianas temperaturas, que aunque pueden ser obtenidasquemando combustibles, se prefieren por el mayor control que se obtiene en procesosdonde se requieren variaciones de temperatura muy precisas o en aquellos donde losproductos de la combustión de algún combustible pudieran reaccionar alterando elproceso; esto en ocasiones justifica ampliamente la diferencia en costos que repercute alutilizar energía eléctrica en lugar de algún combustible, como el gas natural que resultaalrededor de un 50% más económico. Algunos ejemplos de aplicación son: el templado devidrio, inyección y extrusión de plásticos, etc.

4.3 SISTEMAS DE ILUMINACION.

Antes de adentrarnos en los diferentes tipos de fuentes luminosas eléctricas (ver figura2.9), se definirá a la luz como la sensación producida en el ojo humano por las ondaselectromagnéticas. El Instituto de Ingeniería de Norte América, ha definido la luz como laenergía radiante considerada de acuerdo a su capacidad para producir sensacionesvisuales.

Cabe señalar que aproximadamente el 80 % de las impresiones sensoriales humanas sonde naturaleza óptica, de ahí la importancia de la luz natural y artificial como medio deinformación para el desarrollo de cualquier actividad.

La luz se relaciona con la porción del espectro electromagnético que se encuentracomprendido entre las longitudes de onda de 380 a 780 nanómetros. Estas ondaselectromagnéticas visibles de distinta longitud de onda proporcionan una percepcióndistinta de los objetos y de su color. Las propiedades de una lámpara a los efectos de lareproducción de los colores se valoran mediante el Índice de Rendimiento Cromático(IRC), el cual se determina comparando la luz emitida por la lámpara a examinar con laluz de una fuente patrón, como puede ser una lámpara de incandescencia, que al igualque la luz solar es de espectro continuo (luz blanca) porque comprende toda la gama delongitudes de onda visibles.

A continuación se definen algunos conceptos importantes en cuanto a iluminación serefiere:

Flujo luminoso [ ]: Cantidad de luz emitida por una fuente luminosa en la unidad detiempo; su unidad de medida es el Lumen.

Intensidad luminosa: Parte del flujo emitido por una fuente luminosa, en una direccióndada; su unidad de medida es la Candela.

Iluminación [E]: Flujo luminoso por unidad de superficie; su unidad de medida es el Lux(Lumen / m2). Si la iluminación es puntiforme, la iluminación toma valores inversamenteproporcionales al cuadrado de la distancia.

Luminancia [L]: Intensidad luminosa emitida en una dirección dada por una superficieluminosa o iluminada; su unidad de medida es la Candela por metro cuadrado.

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4.3.1. ILUMINACION INCANDESCENTE.

Principio de funcionamiento: Consiste de un delgado filamento de tungsteno enrollado ensimple o doble espiral, que se lleva al punto de incandescencia mediante el paso de unacorriente eléctrica. Para que no se queme se encierra en una pequeña ampolla de vidrioen la que se practica el vacío o se introduce un gas inerte.

Campos de aplicación: para la iluminación general y localizada de interiores. Conlámparas normales de 100 a 300 Watts es conveniente no sobrepasar los 3 a 4 metros dealtura de montaje.

Ventajas: Encendido inmediato sin necesidad de equipo auxiliar, dimensiones reducidas ybajo costo, sin limitaciones en la posición de funcionamiento.

Desventajas: Baja eficiencia luminosa (del orden del 12 %), y por lo tanto elevado costode funcionamiento, elevada producción de calor, elevada luminancia (de 100 a 2000cd/cm2) con el correspondiente deslumbramiento, vida media de1000 horas

2.9 FUENTES DE LUZ ELECTRICA.

Fuentes deluz eléctrica.

Fuentes de filamento

Fuentes dedescarga

Incandescentes

Fluorescentes

Descarga dealta intensidad (H.I.D.)

Vapor demercurio

Vapor desodio

de altapresión

Vapor desodio

de bajapresión

Aditivosmetálicos

51

4.3.2. LAMPARAS DE DESCARGA EN ATMOSFERA GASEOSA.

Dentro del grupo de las fuentes luminosas por descarga en un gas se encuentran:

A. Lámparas fluorescentes.

B. Lámparas de vapor de mercurio.

C. Lámparas de vapor de sodio de baja presión.

D. Lámparas de vapor de sodio de alta presión.

E. Lámparas de aditivos metálicos.

En todas éstas e común el fenómeno del paso de una corriente eléctrica a través de ungas. Los problemas comunes a todos estos tipos de lámparas son:

a) Los dispositivos para arrancar y estabilizar la descarga: Las lámparas de descargatienen una resistencia interna de característica negativa, que contrariamente a lo quesucede con una resistencia común, al aumentar la corriente que atraviesa la lámparadisminuye el valor de la tensión necesaria para mantener dicha corriente.Consecuencia de ello es que una vez encendida la lámpara, ésta no autolimita lacorriente absorbida. Así pues, permaneciendo constante la tensión de alimentación lacorriente tiende a aumentar continuamente alcanzando rápidamente valoresexcesivos, capaces de provocar un cortocircuito interno. Es necesaria, por lo tanto, laadopción de alimentadores inductivos apropiados, balastros, que asuman la doblefunción de limitar la absorción de corriente y estabilizar al valor requerido la tensión defuncionamiento normal.

b) La corrección del factor de potencia: La adopción de los alimentadores inductivosprovoca un desfase entre la corriente absorbida por la lámpara de descarga y latensión de alimentación. El factor de potencia de la instalación se reduce a valorescomprendidos entre el 30 y el 50 %, demasiado bajos para un aprovechamientoracional de las instalaciones.

La corrección de fase puede ser:

§ Centralizada: se emplea un solo condensador de capacidad adecuada colocado enparalelo a todas las lámparas. Este sistema se adopta en grandes instalaciones.

§ Individual: La reactancia de cada lámpara esta provista del oportuno condensadorque puede estar conectado en paralelo con la línea. Si al circuito capacitivo se leañade otro inductivo se tiene un circuito de dos lámparas con la fase compensada,llamado dúo. Este tipo de circuito permite ejecutar instalaciones compuestas denumerosas lámparas en las que el condensador se monta alternativamente, enuna lámpara si y en otra no, lo cual ofrece la oportunidad de corregir el efectoestroboscopio.

c) La eliminación del efecto estroboscopio: objetos animados de rápido movimientorectilíneo o circular parece que estén parados o que se muevan a saltos. La causa delfenómeno reside en la corriente alterna que alimenta las lámparas: éstas se apagandos veces en cada periodo, en el momento en que la corriente y la tensión pasan porel cero. Si el intervalo que media entre dos ráfagas de luz es igual al tiempo en que unobjeto en rotación efectúa un giro dicho objeto se ve como si estuviera parado. Dichoefecto puede provocar accidentes de trabajo.

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A. ILUMINACION FLUORESCENTE.

Principio de funcionamiento: La cara interna del tubo de descarga esta revestida de unasutil capa de polvos fluorescentes. Dentro del tubo se introduce vapor de mercurio a bajapresión, cuando se alimenta la lámpara el mercurio emite radiaciones ultravioleta,invisibles, que golpean la capa de polvo fluorescente originando radiaciones visibles. Elflujo luminoso depende del tipo de polvos fluorescentes, de su pureza, de la estructura ydimensiones de los cristales. Con relación a la modalidad de encendido se dispone de lossiguientes tipos de lámparas fluorescentes: de Cátodo caliente con precalentamiento, decátodo caliente sin precalentamiento y de cátodo frío.

Campos de aplicación: Iluminación general, civil e industrial. Es conveniente no montarlasa una altura mayor de 6 metros.

Ventajas: Buena eficiencia luminosa (de 4 a 6 veces mayor que las lámparas deincandescencia) y por lo tanto de bajo costo de funcionamiento; baja luminancia (0.3 a 1.3cd/m2) de forma que se reduce sensiblemente los problemas de deslumbramiento; óptimorendimiento cromático y vida media de 6000 a 9000 horas.

Desventajas: Empleo de equipo auxiliar para el arranque de la descarga, grandesdimensiones; costo de 10 a 15 veces mayor que el de una lámpara incandescente depotencia similar.

B. LÁMPARAS DE VAPOR DE MERCURIO.Principio de funcionamiento: Están constituidas por un pequeño tubo de cuarzo quecontiene vapor de mercurio a alta presión y un gas inerte (argón), para facilitar ladescarga. En ambos extremos se hallan dispuestos de electrodos, dos de los cuales sonprincipales y uno o dos son auxiliares. El tubo de cuarzo, llamado también tubo dedescarga, se encierra en un globo de vidrio para aislarlo del ambiente externo. Este globo,no solamente absorbe las radiaciones ultravioleta, que dan lugar a la formación de ozonoen el aire y que además son perjudiciales para los ojos, sino que sirve también paramejorar la calidad de la luz cuando esté revestido internamente de polvo fluorescente.

Campos de aplicación: Para la iluminación general de grandes edificios industriales. Parapotencias hasta 250 Watts es recomendable montar las lámparas a una altura de 5 a 8metros y de 8 a 20 metros para potencias mayores.

Ventajas: Eficiencia luminosa óptima, luminancia de tipo medio (4 a 25 cd/cm2),rendimiento cromático discreto, tamaño pequeño y vida promedio de 6000 a 9000 horas.

Desventajas: Empleo de equipo auxiliar para el arranque de la descarga, el encendido noes inmediato, ya que requiere de 4 a 5 minutos para alcanzar la máxima emisiónluminosa. Costo elevado que, sin embargo, se amortiza con el uso gracias a la buenaeficiencia luminosa y a su prolongada vida media.

C. LÁMPARAS DE VAPOR DE SODIO DE BAJA PRESION.Principio de funcionamiento: Están constituidos por un tubo doblado sobre sí mismo enforma de U, relleno de una mezcla de gases inertes a la que se agrega una ciertacantidad de sodio.

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Campos de aplicación: Iluminación de bifurcaciones y nudos de carreteras, túneles, pasossubterráneos y en general para indicar lugares peligrosos. Se emplean también para lailuminación de fundiciones y acererías, donde interesa más la percepción de la formaque la de los colores. Es aconsejable montar las lámparas a una altura de 8 a 15 metros,según sea su potencia.

Ventajas: Eficiencia luminosa elevada y notable duración de su vida media de 6000 horas,luminancia media (de 7.5 a 14 cd/cm2)

Desventajas: La luz emitida es monocromática, de color amarilla, y los colores de loscuerpos iluminados resultan alterados.

D. LÁMPARAS DE VAPOR DE SODIO DE ALTA PRESION.Principio de funcionamiento: Son lámparas en las que el contenido de sodio es elevado.La luz que emite, calificada de “blanco oro”, permite un rendimiento cromático discreto.

Campos de aplicación: Para el alumbrado de almacenes, naves industriales, zonasportuarias y aeropuertos, así como iluminación de fachadas de edificios y monumentos.Para la iluminación de interiores es aconsejable montar las lámparas a una altura de 6 a10 metros para potencias de 250 a 400 Watts y de 15 a 30 metros para potenciassuperiores.

Ventajas: Buena eficiencia luminosa, limitada depreciación del flujo luminoso, larga vidapromedio de 9000 horas, rendimiento cromático discreto, y reducidas dimensiones.Realmente, una lámpara de sodio a alta presión de 400 Watts emite 40000 lúmenescontra los 23100 de una lámpara de vapor de mercurio de igual potencia.

Desventajas: Tarda varios minutos en alcanzar el 80% de la emisión luminosa. Laluminancia es más elevada que la de las lámparas de vapor de mercurio con ampollasfluorescentes (de 300 a 600 cd/cm2). Costo superior al de una lámpara de vapor demercurio de la misma potencia.

E. LÁMPARAS DE ADITIVOS METÁLICOS.Principio de funcionamiento: Es la fuente de luz blanca más eficiente hoy en día. El tubode arco contiene gas argón y mercurio, más yoduros de torio, sodio y escandio; estosmateriales son los responsables de su excelente comportamiento. Los extremos del tubode descarga tienen una pantalla térmica, cuya función es controlar la temperatura enestas áreas durante su operación.

Campos de aplicación: Para el alumbrado de tiendas, supermercados, y otrasinstalaciones comerciales que requieran buen rendimiento cromático.

Ventajas: La emisión espectral de la lámpara contiene todas las longitudes de onda a lascuales responde el ojo humano y adicionalmente, mucha de la energía radiada sedesplaza a áreas del espectro donde la lámpara de vapor de mercurio es deficiente.

Desventajas: Estas lámparas están diseñadas para operar en posición vertical uhorizontal, cuando es operada en otra posición diferente los Watts y la producciónlumínica decrecen, así como el mantenimiento de lúmenes.

54

4.3.3. ILUMINACION DE SEÑALIZACION.Este tipo de iluminación se esta revolucionando gracias a la nueva tecnología que incluyela utilización de Led´s, que están basados en componentes semiconductores queconvierten la energía directamente en luz.

Debido a su tamaño de tan sólo unos pocos milímetros y a las bajas pérdidas por calor,los led´s son una alternativa de cambio para la iluminación convencional en aplicacionescomerciales, industriales y residenciales.

Ventajas:

• Tamaño significativamente pequeño.

• Alta resistencia al impacto.

• Bajas pérdidas de calor.

• Pueden ser controlados a base de dimmers.

• Vida extremadamente larga de 50,000 a 100,000 horas.

• Abarca una amplia gama de colores, incluyendo el blanco.

• Muchas formas diferentes con diversos ángulos de radiación.

4.3.4. NORMALIZACION.

Las Normas Oficiales Mexicanas vigentes aplicables a los sistemas de iluminación son:

♦ NOM – 025 - STPS –1999 Condiciones de iluminación en los centros de trabajo.

♦ NOM – 064 – SCFI – 2000 Productos eléctricos – luminarios para uso en interiores yexteriores; Especificaciones de seguridad y métodos de prueba.

♦ NOM – 007 - ENER –1995 Eficiencia Energética para sistemas de alumbrado enedificios no residenciales.

♦ NOM – 013 - ENER –1996 Eficiencia Energética para sistemas de alumbrado envialidades y exteriores de edificios.

4.4. EQUIPOS DE OFICINA.

En las plantas industriales los equipos de oficina pueden pasar desapercibidos, por lamínima carga que representa comparada con las cargas propias del proceso productivo,sin embargo las mencionaremos con el propósito de cubrir todas las cargas que de algunamanera contribuyen en la demanda máxima.

Dentro de estos equipos se pueden mencionar sistemas de computo, procesadores,impresoras, conmutadores y sumadoras; junto con cafeteras y hornos de microondasque de alguna manera son parte de los accesorios que se pueden encontrar dentro deuna oficina.

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CAPITULO III

PROBLEMAS Y DEFICIENCIAS EN EL SISTEMA ELECTRICO

ENCONTRADAS EN UNA PLANTA INDUSTRIAL.

1. SUMINISTRO DE ENERGIA ELECTRICA.

1.1. SELECCIÓN INADECUADA DE LA TARIFA ELECTRICA. Cabe señalar que el incremento en los costos de la energía eléctrica esta dado por el factor de ajuste mensual, el cual es calculado conforme se indico en el capítulo 2 y es aplicado por variaciones de los precios de los combustibles y la inflación nacional. Con la finalidad de tener un panorama de la tendencia del factor de ajuste, la figura 3.1 muestra el factor de ajuste acumulado para los tres últimos años, el cual presenta un incremento promedio del 25 %.

3.1 FACTOR DE AJUSTE ACUMULADO

1.20

1.40

1.60

1.80

2.00

2.20

2.40

2.60

EN

EF

EB

MA

RA

BR

MA

YJU

NJU

LA

GO

SE

PO

CT

NO

VD

ICE

NE

FE

BM

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RM

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JUN

JUL

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EP

OC

TN

OV

DIC

EN

EF

EB

MA

RA

BR

MA

YJU

NJU

LA

GO

SE

PO

CT

NO

VD

IC

2001 2002 2003

BAJA T. MEDIA T. ALTA T.

De acuerdo con las nuevas tarifas eléctricas que operan a partir del primero de enero del 2001, a los costos de la energía asociados, la región donde se ubica la planta y a las condiciones de operación, resulta más económico operar en una tarifa que en otra, de ahí la justificación de conocer la amplia gama de las diferentes tarifas.

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De la gama de tarifas mostrada en el capítulo 2, se concentrará la atención en sólo 5 de ellas, que son las más comúnmente contratadas en plantas industriales y edificios no residenciales, como son: • Tarifa 3: para quienes demandan más de 25 kW. Las cuotas aplicables son por

demanda máxima medida por la energía consumida, además del cargo o abono por factor de potencia.

• Tarifa O-M: para quienes utilizan servicios en media tensión con una demanda menos

a 100 kW. Las cuotas aplicables son por demanda máxima medida por la energía consumida, además del cargo o abono por factor de potencia. Para poder suministrar el servicio se requiere que el solicitante instale su propia subestación que convierta la tensión de suministro en baja tensión, para su uso final.

• Tarifa H-M: que es la tarifa horaria para servicio general en media tensión con una

demanda de 100 kW o más. Las cuotas aplicables son por demanda facturable, por la energía consumida ya sea en periodo de base, intermedio y punta, además del cargo o abono por factor de potencia. Para poder suministrar el servicio se requiere que el solicitante instale su propia subestación que convierta la tensión de suministro en baja tensión, para su uso final.

• Tarifa H-S: que es la tarifa horaria para servicio general en alta tensión nivel

subtransmisión. Las cuotas aplicables son por demanda facturable, por la energía consumida ya sea en periodo de base, intermedio y punta, además del cargo o abono por factor de potencia. Para suministrar el servicio se requiere que el solicitante instale una subestación que convierta la tensión de suministro a media tensión para poder distribuirla a sus diferentes centros de consumo.

SUBESTACION ABIERTA DE MEDIA TENSIÓN

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• Tarifa H-T: que es la tarifa horaria para servicio general en alta tensión nivel

transmisión. Las cuotas aplicables son por demanda facturable, por la energía consumida ya sea en periodo de base, intermedio y punta, además del cargo o abono por factor de potencia. Para suministrar el servicio se requiere que el solicitante instale una subestación que convierta la tensión de suministro a media tensión para poder distribuirla a sus diferentes centros de consumo.

Uno de los problemas encontrados comúnmente, sobre todo en industrias pequeñas, concesionarias de autos y edificios de oficinas es que tienen contratada la tarifa 3 pudiendo tener contratada una tarifa en media tensión; sin embargo, el simple hecho de decirles que necesitan una subestación eléctrica para poderles suministrar el servicio los desanima, por carecer de información suficiente o por no contar con personal capacitado que se encargue del mantenimiento y observación del buen funcionamiento de la subestación. Cualquiera que sea el caso, muchas de las veces no se dan cuenta de la cantidad de dinero que podrían dejar de pagar a la compañía suministradora, con el simple hecho de cambiar de tarifa. En este caso en particular, el realizar el cambio de tarifa 3 a tarifa O-M nos representa una reducción en la facturación de la compañía suministradora del orden del 41 %, como puede apreciarse en la figura 3.2 que nos muestra la evolución de costos en el cargo por demanda. En esta misma gráfica puede apreciarse que los cargos por demanda son muy similares, dependiendo de la tensión de suministro; pero para el caso de media tensión se tiene la posibilidad de un ahorro considerable en la tarifa H-M con respecto a la tarifa O-M, si se logra implementar un control de demanda, como podrá corroborarse más adelante.

SUBESTACION DE ALTA TENSIÓN

58

3.2 EVOLUCION DEL CARGO POR DEMANDA

20

40

60

80

100

120

140

160

EN

EF

EB

MA

RA

BR

MA

YJU

NJU

LA

GO

SE

PO

CT

NO

VD

ICE

NE

FE

BM

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JUN

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TN

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DIC

EN

EF

EB

MA

RA

BR

MA

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LA

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SE

PO

CT

NO

VD

IC

2001 2002 2003

$ / K

W

T - 3 O - M H - M H - S H - T

En cuanto a la evolución que se ha tenido en el cargo por la energía consumida durante los tres últimos años es del orden del 30 % en promedio, de acuerdo a lo mostrado en la figura 3.3.

3.3 EVOLUCION DE CARGOS POR CONSUMO

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

EN

EF

EB

MA

RA

BR

MA

YJU

NJU

LA

GO

SE

PO

CT

NO

VD

ICE

NE

FE

BM

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JUN

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EP

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TN

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EN

EF

EB

MA

RA

BR

MA

YJU

NJU

LA

GO

SE

PO

CT

NO

VD

IC

2001 2002 2003

$ / K

Wh

T - 3 O - M H - M H - S H - T

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Por lo antes expuesto, queda de manifiesto la conveniencia de realizar el cambio de tarifa y poder obtener así los beneficios por la diferencia de costos aplicables de energía entre ambas tarifas. Los cambios de tarifa más comunes y rentables en la práctica son:

♦ Pasar de la tarifa 3 a la tarifa OM: en este caso se requiere que el solicitante instale una subestación propia de la capacidad adecuada a sus necesidades.

♦ Pasar de la tarifa 3 a la tarifa HM: en este caso se requiere que el solicitante instale una subestación propia de la capacidad adecuada a sus necesidades, pudiendo incrementar considerablemente los beneficios obtenidos al pasar de la tarifa 3 a la OM, al eliminar o reducir la demanda y el consumo de energía en periodo de punta.

♦ Pasar de la tarifa OM a la tarifa HM: Este cambio se recomienda cuando por el régimen de operación de la planta industrial, se pueden programar los turnos de trabajo parando total o parcialmente la maquinaría y equipo en el periodo de punta, a fin de que se registre una reducción importante en la demanda máxima facturada; de lo contrario los ahorros podrían ser mínimos debido a la pequeña diferencia en costos entre ambas tarifas y en casos extremos hasta podría incrementarse el importe facturado por los altos costos de la energía en periodo de punta.

♦ Pasar de la tarifa HM a la tarifa HS: Se recomienda realizar el cambio de una tarifa de media tensión a una de alta tensión cuando por las dimensiones de la planta, la ubicación de cada área y por la demanda que cada una de éstas, represente una reducción importante en las pérdidas de energía en el sistema de distribución. Para que esta medida resulte atractiva es necesario que la planta tenga un factor de carga superior al 75%, en caso contrario puede que no se justifique la inversión para instalar una subestación en alta tensión.

Cabe señalar que si se logra mejorar el factor de carga de la planta y llevar a cabo un control de la demanda, convendría realizar el cambio directamente a la tarifa H-SL (Tarifa horaria para servicio general en alta tensión, nivel subtransmisión para larga utilización), en la cual aunque el cargo por demanda es mayor en un 50 %, los cargos aplicables por consumo resultan menores en un 20 % con relación a la tarifa H-S presentando una reducción adicional en la facturación de la compañía suministradora.

1.2. UNIFICACION DE CONTRATOS.

Esta situación esta restringida a pequeñas o medianas industrias que tienen dos contratos de servicio y que por las condiciones de ubicación y regímenes de operación pudieran cancelar uno de los contratos y conectar el total de las cargas a un solo contrato que aunque en ocasiones no representa un ahorro considerable por tener en ambos contratos la misma tarifa, nos da la oportunidad de controlar las cargas para la reducción de la demanda en periodo de punta con transferencia de consumos de energía en periodo de punta al de base o intermedio. Aunado a lo anterior, habrá que considerar que las demandas máximas de cada uno de los servicios rara vez coinciden en operación, pudiendo obtener una reducción en la demanda máxima de la facturación unificada.

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2. SUBESTACIONES.

2.1. DEFICIENCIAS EN EL PROYECTO DE LA OBRA CIVIL.

El punto de partida para la localización de una subestación se deriva de un estudio de planeación, a partir de la cual se localiza, con la mayor aproximación, el centro de carga del área que se necesita alimentar, procurando que posibles gases, polvos o desechos del proceso productivo interaccionen lo menos posible con los componentes propios de la subestación, proveyendo una ventilación óptima para evitar calentamiento innecesarios.

El omitir total o parcialmente una de las consideraciones anteriores, deriva en problemas serios de funcionamiento. Un ejemplo de ello se presentó en una planta metal-mecánica, en la cual se tenía instalada una subestación abierta con cinco transformadores que distribuían la energía a cada una de las áreas de la planta. En esta planta se realiza la limpieza del metal por medio de decapado químico, en el que se utiliza junto con otras sustancias ácido sulfúrico. Debido a que los tanques de ácido sulfúrico se encuentran muy próximos a la subestación y a los vapores desprendidos en el área de decapado químico, las barras de conexión de los transformadores presentan capas de óxido por la elevada corrosión, provocando con ello pérdidas de energía y falsos contactos. Aunado a lo anterior, en temporada de lluvias se han llegado a producir arqueos entre los componentes de la subestación. Lo que representa un alto riesgo tanto para el personal como para los equipos instalados.

En este caso, la solución que podría resultar más factible que rediseñar toda la subestación, sería reubicar los tanques de ácido sulfúrico lo más alejado posible de la subestación, controlar en lo posible las emisiones de vapores procedentes del decapado químico y recubrir las barras con cinta vulcanizada que ofrece mayor resistencia que la cinta scoch convencional colocada por el personal de la planta.

2.2. AUSENCIA DE PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO PREVENT IVO.

El ahorro y uso eficiente de la energía tienen una estrecha relación con la productividad, la calidad y el medio ambiente, pero en ocasiones se piensa que al hablar de un sistema de alta eficiencia

Implantando sistemas y procedimientos de mantenimiento preventivo y predictivo, lo que coadyuva a eliminar los tiempos perdidos por paros imprevistos.

La ausencia de estos programas puede afectar considerablemente en los costos de producción, por ejemplo, el tener que trabajar en periodos donde la energía es más cara (periodo de punta), debido a la acumulación de trabajo provocado por alguna falla inesperada.

2.3. EVALUACION INADECUADA DE LA CAPACIDAD INSTALA DA EN FUNCION DEL FACTOR DE SEGURIDAD.

En plantas industriales donde el proceso de fabricación se realiza de manera continua, como puede ser la industria de fabricación de vidrio, es muy importante la continuidad del servicio eléctrico, ya que un simple parpadeo de la misma les produce fuertes perdidas por el producto que se daña y por el tiempo que les lleva el reiniciar el proceso. En este tipo de procesos puede llegar a justificar el tener una capacidad instalada en transformadores y generadores hasta de más del doble de la carga por alimentar, a fin de tener un alto factor de seguridad.

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2.4. FLUCTUACIONES DE VOLTAJE.

Los transitorios de voltaje son cambios breves producidos por eventos impredecibles; las causas típicas de estos sobrevoltajes incluyen las descargas atmosféricas, la conmutación de circuitos inductivos y la conmutación de potencia. Los transitorios de voltaje pueden dañar el aislamiento en el alambrado de edificios, en los aparatos eléctricos y a los equipos electrónicos.

En los lugares de acometida, los voltajes transitorios pueden producir altas corrientes que requieran apartarrayos robustos que puedan manejar altas corrientes transitorias y al mismo tiempo proporcionar un excelente nivel de voltaje de operación.

Cuando un transitorio ocasiona que el voltaje exceda su valor normal, el apartarrayos limitará el voltaje y desviará el transitorio de corriente hasta que éste pase.

3. SISTEMAS DE DISTRIBUCION DE ENERGIA ELECTRICA.

Un sistema de distribución de energía eléctrica, es la combinación coordinada de diferentes dispositivos, los cuales transmiten la energía eléctrica aprovechable desde el punto de suministro, hasta el equipo a utilizar. A pesar de la importancia que este sistema representa, en la mayoría de las plantas industriales es el sistema que más deterioros presenta, debido a la antigüedad de las instalaciones y los continuos cambios y adiciones de equipos, por lo que se va modificado el sistema de distribución sin actualizar su diseño ni revisar la coordinación de sus protecciones, provocando con ello pérdidas de energía y posibles riesgos para las instalaciones, los equipos y el personal. Por lo que resulta necesario realizar un levantamiento del sistema de distribución, con sus protecciones y las cargas que alimentan, para rediseñarlo y elaborar los diagramas unifilares, a fin de proceder entonces con la adecuación de las partes del sistema que pudieran estar fuera de la norma oficial vigente NOM-001-SEDE-1999 o cuya modificación facilite la operación del proceso productivo y garantice la seguridad del personal. Un diagrama unifilar es un cuadro o esquema que presenta gráficamente el conjunto del sistema eléctrico, en tal forma que pueden identificarse inmediatamente los caminos que la energía eléctrica sigue desde la fuente de alimentación hasta las cargas eléctricas. Se llama unifilar, debido a que en él todos los conductores de cada circuito se presentan con una sola línea, independientemente de que se trate de un sistema monofásico o trifásico.

Los problemas más comunes que se presentan en el sistema de distribución eléctrica de una planta industrial son:

� Deficiente distribución de cargas derivadas de un crecimiento inesperado de la capacidad instalada o por reubicación de cargas. Las necesidades futuras deben preverse cuando se proyecta un sistema de distribución, así como los cambios probables en la localización de las cargas debidos a modificaciones de los procesos de manufactura, así como a nueva maquinaría que representa cargas adicionales, a fin de proporcionar la flexibilidad necesaria al sistema de modo que satisfaga los cambios en forma económica.

� Selección inadecuada del sistema de protección, ya que el instalar un interruptor o fusible cuyas capacidades son insuficientes, puede ser la causa de consecuencias más serías que la falla eléctrica, tales como incendios, destrucción del equipo o lesiones al personal.

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� Carencias y deficiencias de ventilación en tableros y centros de control de motores (CCM) reduciendo su capacidad por calentamientos innecesarios; ya que la capacidad normal de un dispositivo de conducir la corriente está determinada principalmente por el límite de temperatura de operación permitida.

� Saturación de tableros, ductos y canalizaciones lo que origina calentamientos adicionales por la deficiente circulación de aire, así como empalmes provisionales que representan un alto riesgo de corto circuito y de accidentes para el personal de la planta.

� Caídas de tensión excesivas.

� Acumulación de polvo y oxido, lo que origina pérdidas por falsos contactos.

Por lo antes expuesto, se deriva la necesidad de revisar a detalle la instalación, a fin de contar con los elementos necesarios que sirvan de base para determinar su estado y confiabilidad, identificar los componentes que representen riesgos para la operación del proceso y para el personal, así como que ocasionen un gasto excesivo de energía; para lo cual se plantea cubrir los tres puntos siguientes:

DEFICIENCIAS EN TABLEROS

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El procedimiento a seguir para verificar las condiciones actuales de un sistema de distribución son:

♦ Realizar un levantamiento físico, registrándolo en los planos arquitectónicos con los que se cuenta, mismos que considerarán las modificaciones realizadas en cada una de las áreas. Posteriormente se procede a tomar especificaciones de los equipos que operan en baja tensión, los sistemas de fuerza y los sistemas complementarios como son el sistema de iluminación y el sistema de tierras, entre otros, verificando se cumplan las Normas Oficiales Mexicanas (NOM) vigentes.

♦ Tomando en consideración el punto anterior, se procederá a ejecutar el proyecto eléctrico con los cálculos de caídas de tensión, de corto circuito y de coordinación de protecciones.

Una vez efectuado lo anterior se puede realizar un reporte que incluya las modificaciones requeridas y su justificación para proceder a ejecutar un catálogo o volumen de obra que incluya los costos y consideraciones a tomar en cuenta para la pronta corrección y actualización del sistema de distribución.

Cabe señalar que algunas de las acciones a realizar, sobre todo de mantenimiento, no requieren de una inversión fuerte, como puede ser el arreglo de conductores y limpieza de los tableros, con su rotulación y pintado (en los casos necesarios), así como la desconexión y reconexión de cables con nuevas zapatas, ya que debido al ambiente circundante pudieran presentarse cubiertas de oxido, aumentando las pérdidas por falsos contactos. Según el acuerdo que establece los requisitos que deben contener los proyectos y los trámites simplificados para obtener la aprobación de las instalaciones destinadas al uso de energía eléctrica, el proyecto debe contener:

• Diagrama unifilar.

• Cuadros de distribución de cargas por circuito.

• Planos de planta y elevación, en su caso.

• Croquis de localización en relación a las calles más cercanas.

• Lista de materiales y equipo por utilizar.

• Memoria técnica. A continuación se muestran algunos de los diferentes símbolos que se utilizan en los diagramas unifilares, los cuales identifican en forma específica a los equipos eléctricos del sistema.

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3.4 SIMBOLOS PARA DIAGRAMAS UNIFILARES Y PLANOS.

DE INSTALACIONES ELECTRICAS.

DE SUBESTACIONES

3.4 SIMBOLOS PARA DIAGRAMAS UNIFILARES Y PLANOS.

DE INSTALACIONES ELECTRICAS.

DE SUBESTACIONES

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3.1. PRESENCIA DE PICOS DE DEMANDA EN PERIODOS DE P UNTA. Considerando que los cargos de energía eléctrica para tarifas con demandas mayores a 25 kW, por parte de la compañía suministradora, se basan en dos parámetros principales que son la demanda máxima que se presenta cuando coinciden en operación las diferentes líneas de producción y cuya carga se mantiene durante un periodo de 15 minutos y el Consumo Eléctrico, que se refiere a la energía utilizada en el proceso productivo, por lo que resulta conveniente llevar un control de las posibles variaciones que puedan ocasionarse al operar los diferentes equipos eléctricos. Esto se logra evitando que todos los equipos entren en operación de manera simultánea, optando por ponerlos en operación de manera escalonada o mediante la programación de la producción, operando simultáneamente sólo ciertas líneas o áreas de proceso. Las tarifas horarias, designadas así por la compañía suministradora, no se cobra directamente la demanda máxima, sino más bien la demanda facturada la cual se calcula en base a las demandas máximas presentadas en el periodo de base, punta e intermedio.

La Demanda Facturable se define como:

DF = DP + FRI × max (DI - DP,0) + FRB × max (DB - DPI,0)

Donde:

DP es la Demanda Máxima Medida en el Periodo de Punta

DI es la Demanda Máxima Medida en el Periodo Intermedio

DB es la Demanda Máxima Medida en el Periodo de Base

DPI es la Demanda Máxima Medida en los Periodos de Punta e Intermedio

FRI y FRB son factores de reducción que tendrán los siguientes valores, dependiendo de la región tarifaría:

TABLA 3.1: FACTORES DE REDUCCIÓN.

REGIÓN FRI FRB

Baja California 0.141 0.07

Baja California Sur 0.195 0.097 Central 0.3 0.15 Noreste 0.3 0.15 Noroeste 0.162 0.081

Norte 0.3 0.15 Peninsular 0.3 0.15

Sur 0.3 0.15

De lo que se puede observar que la demanda en periodo de punta contribuye en promedio en un 77% por lo que resulta conveniente implementar un programa de optimización y administración de energía eléctrica para evitar en lo posible su consumo en dicho periodo.

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El sistema para la administración de la energía contempla tanto el control de la demanda como la optimización del consumo y es una de las oportunidades de ahorro más rentables en los proyectos de reducción de costos de energía, sobretodo cuando el factor de carga de la empresa es bajo (menor al 80%, según recomendaciones de la Comisión Nacional para el Ahorro de Energía (CONAE)). Para que esta medida sea factible, no se debe afectar al proceso productivo y/o al confort del personal, sino se deben reordenar sólo las rutinas de operación e identificar los usos inadecuados de los equipos. El control de la demanda es la administración y control de las cargas eléctricas para reducir la demanda (KW) durante ciertos periodos de tiempo, mientras que el control u optimización del consumo (kWh), como su nombre lo indica logrará su disminución sea continuamente o durante periodos de tiempo determinados, aunque no necesariamente con una disminución en la demanda.

3.2. CORRIENTES ARMONICAS.

En general las cargas conectadas a las redes eléctricas, han sido diseñadas para operar mediante la alimentación de un voltaje senoidal. Sin embargo, algunos equipos no demandan una corriente perfectamente senoidal, ya que en la práctica, las condiciones de generación, transmisión y distribución no son ideales, teniéndose usualmente formas de onda distorsionadas, éstas usualmente se expresan en términos de la distorsión armónica de las formas de onda de la corriente y el voltaje.

Una armónica es una componente senoidal de una onda periódica o de una cantidad que tiene una frecuencia que es un múltiplo entero de la frecuencia fundamental del sistema. El término armónica proviene del campo de la acústica, donde se relaciona con la vibración de una cuerda o una columna de aire a una frecuencia que es un múltiplo de la frecuencia base de repetición.

La distorsión armónica incrementa las pérdidas y la temperatura de prácticamente todas las componentes de las redes eléctricas. El efecto neto es el incremento en los valores rms del voltaje y la corriente, pero sin el desarrollo de trabajo útil alguno.

Es conveniente enfatizar que la combinación de capacitores con cargas no lineales generadoras de armónicas puede producir resonancia entre la reactancia capacitiva y la reactancia inductiva equivalente de la fuente, produciendo grandes corrientes oscilantes y en consecuencia distorsiones armónicas elevadas en las señales de voltaje y corriente.

3.2.1. CONCEPTOS BASICOS.

Primeramente se define el orden de un armónico (h), como la frecuencia armónica (fh) entre la frecuencia fundamental (f1):

h = fh / f1 La tasa de distorsión armónica individual ya sea en voltaje (Vh) o en corriente (Ih) es la relación expresada en tanto por ciento entre el valor eficaz de la tensión o corriente armónica y el valor eficaz de la correspondiente componente fundamental.

Vh (%) = (Vh / V1) x 100

Ih (%) = (Ih / I1) x 100

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La tasa Total de Distorsión Armónica (THD) es la relación en tanto por ciento entre el valor eficaz del residuo armónico en tensión o corriente y el correspondiente valor eficaz total:

THD (V) = (Σ Vh 2 ) x 100 (%)

V1

THD (I) = (Σ Ih 2 ) x 100 (%)

I1

El IEEE estipula que las pérdidas totales en transformadores sujetos a distorsiones armónicas se determinará por:

( ) EChh PxhIIpuPérdidas ∑∑ += 222)_(

Donde:

PEC – es un factor de perdidas por corrientes de Hedí, que por el tipo de transformadores y su capacidad es igual a uno.

h – es el número de armónica.

Ih – es la corriente armónica.

3.2.2. FUENTES EMISORAS DE CORRIENTES ARMONICAS.

La norma IEEE 519 – 1992, relativa a “Prácticas recomendadas y requerimientos para el control de armónicas en sistemas eléctricos de potencia” agrupa a las fuentes emisoras de corrientes armónicas en las siguientes categorías: • Dispositivos electrónicos de potencia: convertidores (incluyendo variadores de

velocidad), rectificadores, etc. • Dispositivos productores de arcos eléctricos: hornos de arco, lámparas de descarga

(fluorescente, ...), máquinas soldadoras, etc. • Dispositivos ferromagnéticos: transformadores, etc. • Motores eléctricos que mueven cargas de par torsor bruscamente variable: molinos de

trituración, laminación, etc. Cabe señalar que los convertidores de frecuencia (variadores) producen espectros similares en la onda de corriente a los producidos por los rectificadores que alimentan a motores de corriente directa, aunque la distorsión armónica total producida por variadores suele ser en la práctica de mayor intensidad que la producida por rectificadores de motores de corriente directa.

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3.2.3. EFECTOS PROVOCADOS EN EL SISTEMA ELECTRICO.

En los últimos años el problema de la calidad de la energía eléctrica ha cobrado relevancia debido a la proliferación de los equipos eléctricos y electrónicos. En general todas las cargas no lineales producen corrientes armónicas que fluyen por las líneas de fase y de neutro, provocando caídas de tensión en las impedancias de línea y de neutro e incluso en las impedancias internas de las fuentes de tensión de la red. Pueden también fluir por las redes de tierra si existe acoplamiento con líneas a neutro.

Estas caídas de tensión se combinan con la onda sinusoidal de la fuente, resultando en fuentes de tensión distorsionadas para otras cargas lineales conectadas en paralelo. Los efectos nocivos producidos por el flujo de corrientes armónicas son cada día más significativos en los sistemas eléctricos. Dichos efectos dependen de la intensidad relativa de las fuentes emisoras y puede resumirse en la forma siguiente: a) Problemas operativos • Problemas de funcionamiento y fallas en dispositivos electrónicos de regulación, tanto

de potencia como de control. • Mal funcionamiento de dispositivos electrónicos de medición y protección, con la

posibilidad consecuente de operación inadecuada que a su vez ocasionan daños a equipos e instalaciones.

• Falla de capacitores de potencia. • Sobrecalentamiento de los equipos eléctricos (motores, transformadores,

generadores, etc.) y el cableado de potencia, con la disminución consecuente de vida media en los mismos e incremento considerable de perdidas de energía en forma de calor.

• Efectos de resonancia que amplifican los problemas mencionados anteriormente y

pueden provocar incidentes eléctricos, mal funcionamiento y fallos destructivos de equipos de potencia.

• Interferencias en sistemas de telecomunicación y telemando.

Debido al defasamiento de las corrientes armónicas, se constituyen en corrientes de secuencia positiva las armónicas de orden 4ª, 7ª, 10ª, 13ª, etc.; de secuencia cero las armónicas de orden 3ª, 6ª, 9ª, 12ª, etc.; y las de secuencia negativa las armónicas de orden 2ª, 5ª, 8ª, 11ª, etc. Estas últimas producen pares torsores de rotación inversa en los motores de C.A., con el perjuicio en efectos dinámicos: vibraciones, inestabilidades, etc., que esto puede acarrear; su eliminación incrementa sensiblemente la productividad de máquinas de papel, laminadoras, empacadoras, etc.

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b) Efectos en transformadores Los transformadores de potencia normales están diseñados para operar a tensión y frecuencia nominales. El flujo de corrientes armónicas provoca sobrecalentamiento por: • Incremento de pérdidas por histéresis del núcleo • Incremento del flujo de corrientes de secuencia cero por los devanados en delta. • Incremento de corrientes en el neutro de devanados en estrella • Incremento de corrientes parásitas por los devanados. Estos incrementos de corriente producen sobrecalentamientos que a su vez provocan altas pérdidas de energía y fallos de transformadores. (Por cada 8º a 10ºC de incremento de temperatura de operación, se estima se reduce a la mitad la vida media del transformador). c) Efectos en conductores Similarmente a los efectos en los transformadores, las corrientes armónicas que fluyen por los cables conductores de energía eléctrica incrementan las pérdidas de energía por tres conceptos: • Pérdidas ohmicas o pérdidas por efecto Joule: La corriente eficaz aumenta al existir

componentes armónicas y esto incrementa las pérdidas ohmicas. • Pérdidas por efecto pelicular: El flujo de altas frecuencias obliga a las corrientes

correspondientes a fluir concentrándose hacia la superficie externa de los conductores. Esto ocasiona mayores pérdidas ohmicas por el incremento en la densidad de corriente.

• Pérdidas por efecto de proximidad entre cables: Son debidas a corrientes parásitas

inducidas entre cables instalados próximos entre sí. Son tanto más importantes cuanto más altas son las frecuencias involucradas.

3.2.4. MEDIDAS CORRECTIVAS.

Para resolver o minimizar los problemas relacionados con corrientes armónicas, es posible aplicar medidas correctivas, como instalar reactores de choque o filtros de absorción. En el primer caso se instala en serie con los capacitores un reactor de inductancia L que no esté sintonizado con cualquier armónica significativa existente en el sistema, lo que hace imposible la resonancia e impide que los capacitores absorban una corriente armónica excesiva por lo que quedan éstos protegidos, aunque no así los equipos electrónicos, ya que las corrientes armónicas no son eliminadas sino sólo rechazadas a otros puntos de la instalación, de menor impedancia.

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Para el caso de los Filtros de Absorción, se instalan reactores en serie con los capacitores, sintonizados a las frecuencias armónicas más significativas existentes en el sistema. El diseño, tanto de capacitores como de reactores, deben permitir el paso de la energía de cada armónica que fluye por el sistema, ya que al presentar una impedancia mínima para la armónica a la cual se ha sintonizado, se comportan como un sumidero de energía que puede fallar sino se dimensiona correctamente; con ellos la circulación de armónicas en el sistema eléctrico se reduce al máximo.

Recientemente el Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica (FIDE), aceptó como valida la tabla de pérdidas de eficiencia en transformadores con la presencia de corrientes armónicas (ver tabla 3.2), realizada por Técnica Salgar que corresponde a una firma dedicada a la fabricación de filtros de armónicas.

3.2.5. NORMATIVIDAD MEXICANA.

Dados los efectos nocivos de las corrientes armónicas en los sistemas eléctricos, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) a promulgado la Norma CFE L0000–45 en la cual específica las perturbaciones permisibles en las formas de onda de tensión y de corriente para el punto de acoplamiento común.

FILTRO DE ABSORCION DE CORRIENTES ARMONICAS



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TABLA 3.2: PÉRDIDAS DE EFICIENCIA EN TRANSFORMADORES CON LA PRESENCIA DE ARMÓNICAS.

DISTORSION

ARMONICA (%) PERDIDAS RI2

(%) PERDIDAS EN EL NUCLEO % EFICIENCIA (%)

0 2.5 2.5 95.0

10 2.5 5.2 92.2

20 2.5 8.0 89.4

30 2.5 10.8 86.6

40 2.5 13.5 83.9

50 2.5 16.3 81.1

60 2.5 19.1 78.3

70 2.5 21.9 75.5

80 2.5 24.6 72.8

90 2.5 27.4 70.0

100 2.5 30.2 67.2

4. USUARIOS PRINCIPALES DE LA ENERGIA ELECTRICA.

4.1. MOTORES ELECTRICOS CON BAJA EFICIENCIA. En plantas industriales es común encontrar motores con períodos de servicio que van desde un par de años hasta más de 20 años, período durante el cual ya han sido rebobinados varias veces, la mayoría de las veces sin utilizar los métodos adecuados. Desafortunadamente el personal de la planta rara vez cuenta con bitácoras de mantenimiento, que nos proporcionen información sobre cuantas veces han sido rebobinados, ni de las técnicas que emplearon y menos de las reducciones de eficiencia, que según datos proporcionados por el FIDE pueden llegar a ser hasta del 5 %, debidos principalmente a las siguientes causas: • Cambio en la configuración de los devanados.

• Calentamiento excesivo del núcleo, al momento de retirar los devanados.

• Cambio en el calibre de los conductores, del devanado.

• Reemplazo incorrecto de ventilador y rodamientos.

• Variación del número de espiras.

• Daños a las laminaciones del núcleo del estator.

• Cambio en la dimensión del entrehierro.

• Barras del rotor dañadas o desajustadas.

• Falta de simetría en el entrehierro.

• Maltrato excesivo a las partes mecánicas y eléctricas del motor durante su reparación.

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Algunas de las medidas a implementar para reducir en lo posible estos problemas son la de contar con bitácoras, que contengan información precisa y actualizada, del historial de rebobinados, fecha de adquisición del motor así y datos de placa de cada uno de los motores, ya que en algunos casos por los años de servicio y su estado físico es imposible contar con ello. Aunado a lo anterior, sería conveniente contar con personal capacitado que cuente con información suficiente sobre las técnicas óptimas de reparación y rebobinado de motores, a fin de que éstos sean de mayor calidad. La Norma Oficial Mexicana NOM-016-ENER-2002, referente a la eficiencia energética de motores de corriente alterna, trifásicos, de inducción, tipo jaula de ardilla, en potencia nominal de 0,746 a 373 kW con tensión eléctrica nominal de hasta 600 V, abiertos y cerrados, establece que cualquier motor debe tener indicada en su placa de datos una eficiencia nominal igual o mayor a la especificada en la tabla 3.3.

TABLA 3.3: VALORES DE EFICIENCIA NOMINAL A PLENA CARGA PARA MOTORES VERTICALES Y HORIZONTALES, EN POR CIENTO.

Potencia Potencia MOTORES CERRADOS MOTORES ABIERTOS

Nominal, kW

Nominal HP 2 Polos 4 Polos 6 Polos 8 Polos 2 Polos 4 Polos 6 Polos 8 Polos

0,746 1 75,5 82,5 80,0 74,0 75,5 82,5 80,0 74,0

1,119 1,5 82,5 84,0 85,5 77,0 82,5 84,0 84,0 75,5

1,492 2 84,0 84,0 86,5 82,5 84,0 84,0 85,5 85,5

2,238 3 85,5 87,5 87,5 84,0 84,0 86,5 86,5 86,5

3,730 5 87,5 87,5 87,5 85,5 85,5 87,5 87,5 87,5

5595 7,5 88,5 89,5 89,5 85,5 87,5 88,5 88,5 88,5

7,460 10 89,5 89,5 89,5 88,5 88,5 89,5 90,2 89,5

11,19 15 90,2 91,0 90,2 88,5 89,5 91,0 90,2 89,5

14,92 20 90,2 91,0 90,2 89,5 90,2 91,0 91,0 90,2

18,65 25 91,0 92,4 91,7 89,5 91,0 91,7 91,7 90,2

22,38 30 91,0 92,4 91,7 91,0 91,0 92,4 92,4 91,0

29,84 40 91,7 93,0 93,0 91,0 91,7 93,0 93,0 91,0

37,30 50 92,4 93,0 93,0 91,7 92,4 93,0 93,0 91,7

44,76 60 93,0 93,6 93,6 91,7 93,0 93,6 93,6 92,4

55,95 75 93,0 94,1 93,6 93,0 93,0 94,1 93,6 93,6

74,60 100 93,6 94,5 94,1 93,0 93,0 94,1 94,1 93,6

93,25 125 94,5 94,5 94,1 93,6 93,6 94,5 94,1 93,6

111,9 150 94,5 95,0 95,0 93,6 93,6 95,0 94,5 93,6

149,2 200 95,0 95,0 95,0 94,1 94,5 95,0 94,5 93,6

186,5 250 95,4 95,0 95,0 94,5 94,5 95,4 95,4 94,5

223,8 300 95,4 95,4 95,0 --- 95,0 95,4 95,4 ---

261,1 350 95,4 95,4 95,0 --- 95,0 95,4 95,4 ---

298,4 400 95,4 95,4 --- --- 95,4 95,4 --- ---

335,7 450 95,4 95,4 --- --- 95,8 95,8 --- ---

373 500 95,4 95,8 --- --- 95,8 95,8 --- ---

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4.1.1. SOBREDIMENSIONAMIENTO DE MOTORES ELECTRICOS. Es común en plantas industriales que cuando falla un motor, éste sea sustituido por algún otro que se tenga disponible en el taller de mantenimiento de la planta y que aunado a que seguramente también tiene varios años de servicio y baja eficiencia, quede sobredimensionado o sobrecargado para el tipo de tarea a realizar. Cabe señalar en la practica pocos motores operan a su carga nominal, por lo que la eficiencia, el factor de potencia y la corriente de placa no son aplicables, ya que estos valores se toman para condiciones de plena carga. Cuando se tenga contemplado el cambio de algún motor es importante elegir correctamente su potencia, ya que la máxima eficiencia se obtiene cuando éste opera entre el 75 y el 95 % de su potencia nominal y cae bruscamente cuando el motor trabaja por debajo del 50 % de su carga. Se recomienda que cuando se tenga planeada la adquisición de un motor nuevo o el reemplazo de uno de ellos, se piense en un motor de alta eficiencia que tiene un incremento en su eficiencia del 4 % para potencias menores a 50 HP y de un 2 a 3 % si son mayores, comparados con motores estándar; lo que reduce las pérdidas y los costos de operación. Si por ejemplo tenemos un motor de 150 HP con una eficiencia del 85 % que será sustituido por uno de la misma capacidad con una eficiencia del 90 %, la potencia ahorrada es de:

kWHP

KWXHP

HP

KWXHP

kW

kW

AHORRO

ALTAESTANDAR

AHORRO

31.77457.0

90

100

85

100150

7457.0100100

=

−

=

−

=

ηη

Para que el reemplazo sea rentable, es necesario que el motor estándar tenga varios rebobinados, que trabaje más de 2,000 horas por año o que opera con un factor de carga inferior al 45 %, ya que el costo se incrementa de un 20 a un 30 % con respecto a los motores estándar.

4.1.2. FACTOR DE POTENCIA Y LA INSTALACION DE BANCO S DE CAPACITORES.

En las redes eléctricas de corriente alterna, pueden distinguirse dos tipos fundamentales de cargas: cargas resistivas y cargas reactivas. Las cargas resistivas toman corrientes que se encuentran en fase con el voltaje aplicado a las mismas. Debido a esta circunstancia, la energía eléctrica que consumen se transforma íntegramente en trabajo mecánico, en calor o en cualquier otra forma de energía no retornable directamente a la red eléctrica. Este tipo de corrientes se conocen como corrientes activas.

74

Las cargas reactivas ideales toman corrientes que se encuentran desfasadas 90° con respecto al voltaje aplicado y por consiguiente, la energía eléctrica que llega a las mismas no se consume en ellas, sino que se almacena en forma de un campo eléctrico o magnético, durante un corto periodo de tiempo (un cuarto de ciclo) y se devuelve a la red en un tiempo idéntico al que tardo en almacenarse. Este proceso se repite periódicamente, siguiendo las oscilaciones del voltaje aplicado a la carga. Las corrientes de este tipo se conocen como corrientes reactivas y en ocasiones es comparable en magnitud a la corriente activa. Esta corriente reactiva, si bien es indispensable, principalmente para energizar los circuitos magnéticos de transformadores, motores, hornos de inducción, etc., representa una carga adicional de corriente para el cableado de las instalaciones industriales, los transformadores de potencia, las líneas eléctricas e incluso los generadores. Al coseno del ángulo que forma la corriente activa con la corriente total resultante (corriente aparente) se le llama factor de potencia, debido a que representa la relación existente entre la potencia real consumida o potencia activa y la potencia aparente que llega a la planta y es un indicativo de la eficiencia con que se está utilizando la energía eléctrica para producir un trabajo útil. Esto suele representarse con el llamado triángulo de potencias que se muestra a continuación:

Donde:

( )22.

KVARKW

KWPF

+=

El origen del bajo factor de potencia son las cargas de naturaleza inductiva, entre las que destacan los motores de inducción. Un bajo factor de potencia origina riesgos de incurrir en pérdidas excesivas, sobrecargas en los equipos, en las líneas de transmisión y en las líneas de distribución; lo que implica la necesidad de cables de energía de mayor calibre y por consiguiente más caros. Existe además otro factor económico muy importante que es la penalidad que debe pagarse a la compañía suministradora por causa del bajo factor de potencia, conforme a la fórmula indicada en apartado 1.1 del capitulo 1.

3.5 TRIANGULO DE POTENCIAS.

θθθθ

Potencia Reactiva (kVAR) Potencia

Aparente (kVA)

Potencia Activa (kW)

75

Los problemas por bajo factor de potencia son: • Aumentan las pérdidas por efecto Joule (I2 R) que se manifiestan por la liberación de

calor en los componentes del sistema eléctrico (cables, bobinado de transformadores,...).

• Caídas de voltaje • Saturación de transformadores (depreciación acelerada) Una forma sencilla y económica de resolver estos inconvenientes y de obtener un ahorro considerable, en la mayoría de los casos, es el instalar capacitores de potencia, ya sea en alta o baja tensión. Reiterando la necesidad de poner especial atención que no se tengan problemas de corrientes armónicas, ya que podrían presentarse problemas de resonancia que pueden dañar algunos equipos o incluso a los capacitores. A manera de ejemplo se muestra un caso para el cual se calculan los beneficios por: ♦ Eliminar la penalización por bajo factor de potenci a y obtener una bonificación

por buen factor de potencia. Suponiendo que se tienen los siguientes datos de facturación:

Cargo mensual por demanda y consumo de energía (ponderado) = $ 249,751

Consumo mensual de energía: 398,045 kWh / mes

Demanda eléctrica facturada: 973 KW

Costo unitario ponderado: $ 0.6039

Factor de potencia actual: 83 %.

BANCOS DE CAPACITORESBANCOS DE CAPACITORESBANCOS DE CAPACITORES

76

Factor de potencia deseado: 96 %

Porcentaje de penalización actual por bajo factor de potencia:

3/5 x ((90 / 83) – 1) x 100 = 5.06 %

Redondeo aplicado por la compañía suministradora: 5.1 %.

Monto de la penalización: 5.1 / 100 x $ 249,751 = $ 12,737

Porcentaje de bonificación propuesto por buen factor de potencia:

¼ x (1 – (90 / 96)) x 100 = 1.5625 %

Redondeo aplicado por la compañía suministradora: 1.6 %

Monto de la bonificación: 1.6 % / 100 x $ 249,751 = $ 3,996

Beneficio económico por incremento del factor de potencia:

$ 12,737 + $ 3,996 = $ 16,733 / mes

Beneficio económico anual por buen factor de potencia:

$ 16,733 / mes x 12 meses = $ 200,796 al año.

♦ Reducción de pérdidas en el sistema de distribución eléctrica (p or corriente

fundamental). Para una potencia constante, la cantidad de corriente de la red se incrementará en la medida que el factor de potencia disminuya.

3.6 CORRIENTE NOMINAL VS. FACTOR DE POTENCIA

100

120

140

160

180

200

220

1.00 0.95 0.90 0.85 0.80 0.75 0.70 0.65 0.60 0.55 0.50

FACTOR DE POTENCIA

% In

77

En nuestro caso, por la relación entre corrientes activa y reactiva para un factor de potencia de 83 %, la corriente consumida es 1.1566 veces mayor que la que se consumiría con un factor de potencia del 96 %, lo que significa que las pérdidas por calentamiento (I2 R) se incrementan en (1.1566)2 = 1.34 veces. Suponiendo que las pérdidas de diseño en el sistema son del 5 %, la reducción de pérdidas al corregir el factor de potencia será de: 5 % / 1.34 = 3.73 %, por lo que su reducción representa un 1.27 %, porcentaje aplicable como ahorro económico correspondiente en la facturación de electricidad. Por reducción de pérdidas de energía eléctrica al año:

1.27 % x 398,045 kWh / mes (promedio) x 12 meses = 60,662 kWh /año

Reducción de demanda eléctrica: 1.27 % x 973 KW = 12.36 KW

Ahorro económico anual:

1.27 % x $ 249,751/ mes x 12 meses = $ 38,062 /año Beneficio económico total: $ 200,796 /año + $ 38,06 2 /año = $ 238,858 al año. El beneficio resultante final en este aspecto dependerá de la ubicación de los capacitores, ya que entre más cerca se ubiquen los bancos de capacitares a las fuentes de potencia reactiva, los beneficios se incrementarán, pero por cuestiones económicas a veces es conveniente ubicarlos en otros puntos estratégicos como pueden ser centros de control de motores (CCM’s) o centros de distribución. existen además los beneficios adicionales por este aspecto en el aumento en la vida útil del sistema, la liberación de capacidad (KVA’s) y la reducción de caídas de voltaje.

4.1.3. CARGAS QUE FUNCIONAN CON PAR VARIABLE.

En la mayoría de las cargas con aplicaciones de par variable, como son bombas y ventiladores se acostumbra utilizar sistemas convencionales de control, tales como válvulas y compuertas para regular el flujo del fluido removido, al aumentar o disminuir la resistencia al paso de dicho fluido.

El variador de velocidad es conocido con diferentes nombres: convertidor de frecuencia variable, inversores, siendo su nombre correcto el de convertidor de frecuencia variable, pues incorpora el término de frecuencia que lo diferencia de los demás variadores de velocidad, que utilizan ya sea métodos mecánicos o de corriente directa. Es un dispositivo de estado sólido que a partir de una señal eléctrica de frecuencia constante, genera una señal de frecuencia variable, la cual va a producir velocidad variable en el motor eléctrico de inducción. Su funcionamiento esta basado principalmente en la electrónica de potencia, que trata de la aplicación de dispositivos electrónicos y sus componentes a la conversión, control y acondicionamiento de la energía eléctrica. Los orígenes de la electrónica de potencia moderna se remontan a la tecnología de los rectificadores e inversores desarrollada hace muchos años basada en arcos de mercurio; actualmente son aceptados de manera casi

78

universal los dispositivos de conmutación de estado sólido, debido a su mayor fiabilidad, velocidad y rendimiento, aunado a su menor tamaño y costo. Los convertidores de frecuencia variable son sistemas estáticos que suelen utilizar dispositivos de conmutación de estado sólido, capaces de convertir directamente corriente alterna monofásica o polifásica de una determinada frecuencia en corriente alterna monofásica o polifásica de una frecuencia elegida. Es el único control que energiza, protege y permite la variación de la velocidad en el motor, sin ningún accesorio extra entre el motor y la carga. Sus ventajas principales son el mejoramiento en el proceso que controla y que disminuye los consumos de energía eléctrica, dando como resultado considerables disminuciones en los costos de operación, ya que con los convertidores de frecuencia variable prácticamente no se tienen pérdidas; mientras que con otros métodos el motor trabaja a su velocidad nominal, proporcionando gran potencia sobre la flecha, parte de la cual es absorbida por el sistema de variación de velocidad. Para la aplicación de los convertidores de frecuencia variable es importante conocer los procesos industriales y las necesidades de los mismos y eso implica conocer los tipos y clases de cargas que existen y que se explican a continuación: ♦ Par constante: es la carga que demanda del motor un par constante en cualquier

rango de velocidad, como son: elevadores, bandas transportadoras, maquinaria textil, impresoras, extrusoras, mezcladoras, compresores de émbolo, etc. En este tipo de carga, el motivo principal para la aplicación de los convertidores de frecuencia variable, es la optimización del proceso y rara vez hay ahorros de energía, a menos que la potencia demandada sea menor a la nominal y que la realice a velocidades menores.

CONVERTIDORES DE FRECUENCIA VARIABLE



79

♦ Par variable: Es el tipo de carga donde las necesidades de par disminuyen conforme

la velocidad del motor. Este tipo de carga se encuentra comúnmente en aplicaciones de flujo variable como son bombas centrífugas, ventiladores, agitadores y compresores axiales; ofreciendo grandes oportunidades de ahorro, pues sus requerimientos de potencia disminuyen considerablemente conforme la velocidad es menor.

Al utilizar los convertidores de frecuencia variable como método de control, se puede eliminar cualquier tipo de arrancador y protección del motor, pues estos desarrollan ambas funciones, inclusive mejoran cualquier tipo de arranque y protección; ya que estas operaciones son programables y evitan los picos de arranque al hacerlo suavemente, por consiguiente eliminan las presiones excesivas y golpes de ariete en tuberías, así como los esfuerzos a que se someten las partes mecánicas que se tendrían en un arranque a tensión plena o reducida. Las curvas obtenidas a partir de las leyes de afinidad describen el comportamiento de los sistemas de par variable (como son bombas y ventiladores), cuando su flujo es controlado ya por variación de velocidad. Leyes de afinidad:

( )( )

( )( ) 3/1

1

3/1

2

2/1

1

2/1

2

1

2

1

2 BHP

H

R.P.M.

R.P.M.

BHPHQ

Q ===

Donde: Q – Flujo R.P.M. – Velocidad del equipo H – Carga BHP – Potencia al freno La representación gráfica que muestra el potencial de ahorro que se puede obtener al prescindir de válvulas y compuertas, se presenta en la figura 3.7: Primeramente se busca para el porcentaje de flujo utilizado, el porcentaje teórico de potencia que se tiene utilizando compuertas, ya sea en la admisión o en la descarga, y el que se tendría con un control de velocidad, a fin de obtener el porcentaje de ahorro de la siguiente manera:

100 * compuertascon potencia %

velocidadde controlcon potencia % - compuertascon potencia % ahorro de %

=

80

Así por ejemplo para un sistema con compuertas en la descarga con una regulación del flujo del 50 % se tiene un porcentaje de ahorro de:

% 81.25 % 100 * % 80

% 15 - % 80 ahorro de % =

=

3.7 CURVAS OBTENIDAS A PARTIR DE LAS LEYES DE AFINIDAD.POTENCIA (%).

Volumen constante

Compuerta en la descarga

Compuerta de admisión

Control de velocidad ajustable

0

20

40

60

80

100

120

10060 8020 40

MCM - RPM (%)

3.7 CURVAS OBTENIDAS A PARTIR DE LAS LEYES DE AFINIDAD.POTENCIA (%).

Volumen constante




0

20

40

60

80

100

120

10060 8020 40

MCM - RPM (%)

POTENCIA (%).

Volumen constante




0

20

40

60

80

100

120

10060 8020 40

MCM - RPM (%)

81

Debido a que las condiciones de operación para estos sistemas es variable, se estima que los porcentajes de ahorro de potencia pueden variar en un ± 10%. Una de las ventajas adicionales al instalar convertidores de frecuencia variable es la de operar el proceso en lazo cerrado, que se refiere a la utilización de sensores que retroalimenten al convertidor de frecuencia variable controlándolos ya sea en función de la presencia de producto o de lujo requerido, a fin de reducir su velocidad cuando se tengan condiciones desfavorables a la operación de carga máxima.

4.2. DEFICIENCIAS EN SISTEMAS DE REFRIGERACION Y A IRE ACONDICIONADO.

En cámaras de refrigeración es común encontrar que no cuentan con algún medio aislante que evita la ganancia de calor, como puede ser una antecámara o por lo menos cortinas hawaianas. En ocasiones poco se puede hacer para corregir deficiencias en el sistema, ya sea por los elevados costos de acondicionamiento o por no poder parar la producción; sin embargo, no siempre se pueden adjudicar las pérdidas al mal diseño de las cámaras, sino más bien se deben a la falta de programas de producción y reglas de operación, ya que las entradas continuas de personal y de producto sin preenfriarse aunado a la mala distribución que en ocasiones se realiza dentro de la cámara es la que origina en gran parte la ganancia de calor.

En las cámaras de congelación uno de los problemas que se presentan con frecuencia es que aparte de no programar la entrada y salida de producto, las puertas presentan ganancias de calor por el escaso o nulo sistema de sellado de la puerta.

Un factor importante a considerar es procurar que los sistemas de control siempre estén funcionando adecuadamente, ya que son los dispositivos que ponen en marcha, detienen, regulan y/o protegen el equipo de refrigeración y sus componentes, a fin de mantener las condiciones requeridas de temperatura y humedad.

Existen tres tipos de controles, que según su operación se dividen en:

• Termostatos: estos equipos responden a incrementos de temperatura con respecto a la temperatura preestablecida, poniendo en marcha el compresor.

• Presostatos: estos equipos controlan la presión en el evaporador y por ende su temperatura; cuando la presión del evaporador aumenta, éste actúa poniendo en marcha el compresor.

• Humidostatos: estos equipos responden a cambios en la humedad, poniendo en marcha el ciclo de refrigeración cuando la humedad llega a un punto preestablecido; se emplean en cámaras de enfriamiento donde la humedad sea un factor de mucha importancia.

La utilización de timers o programadores son un método eficaz para lograr reducir los consumos de energía, al establecer secuencias de paro y arranque.

Es importante realizar inspecciones periódicas al sistema de refrigeración, a fin de detectar posibles fugas de refrigerante, así como el aislamiento adecuado de ductos y válvulas.

82

Aire acondicionado:

La aplicación del aire acondicionado esta en su mayoría enfocado a edificios administrativos y áreas de oficinas, buscando primordialmente la comodidad del personal que ahí labora. Otra aplicación se encuentra en algunas aplicaciones industriales, donde se requieran condiciones de humedad y temperatura, como puede ser el caso de la industria textil, convirtiéndose en áreas de preparación de hilo y telares un factor indispensable.

Para encontrar los valores óptimos, a fin de que el personal que labora en un edificio se sienta cómodo, habría que establecer estándares de temperatura, humedad y pureza del aire. Al establecer controles precisos de temperatura y humedad, no solo se logra el confort del personal sino también un ahorro considerable de energía, al establecer estos parámetros en valores acordes a las cargas térmicas reales en las áreas a tratar durante el transcurso del día. Cabe señalar que precisamente buscando un ahorro de energía, se recircula la mayor cantidad de aire, pero en ocasiones se descuida la pureza del mismo, al recircular también posibles impurezas por emanación de humos y olores que pueden ser desagradables.

La elección adecuada de la capacidad del sistema de aire acondicionado, repercutirá en ahorros de energía, ya que el consumo de electricidad en un sistema de aire acondicionado depende de manera directa de la relación de eficiencia de energía (REE) del mismo. Los fabricantes de equipos han tenido a bien definir dos tipos de relación deficiencia, la comúnmente empleada es la denominada Relación de Eficiencia Energética Estacional (REEE) y representa la relación entre la cantidad de calor retirada por el equipo y el consumo de electricidad a lo largo de un periodo de tiempo establecido, y es la que normalmente aparece en las etiquetas de consumo de energía de un equipo. Entre mayor sea la REE o REEE menor será el consumo de electricidad.

=kWh

kWh

ELECTRICOS

TERMICOSREEE

La Norma Oficial Mexicana NOM-011-ENER-2002 referente a la eficiencia energética

en acondicionadores de aire tipo central paquete o dividido, establece un valor mínimo de 2.93 para acondicionadores de aire tipo central con capacidad de enfriamiento de 10,540 a 17,580 Watts.

4.3. SISTEMAS DE ILUMINACIÓN:

4.3.1. EVALUACION INADECUADA DE LOS PROYECTOS DE IL UMINACION. Existen dos factores a considerar para decidir la conveniencia de desarrollar un proyecto de iluminación u otro, que son: • La eficiencia del sistema: Esta viene encaminada a obtener un beneficio económico

por la reducción del consumo de energía, incluso por reducir costos de mantenimiento o el incremento en vida útil, menor mantenimiento correctivo y preventivo.

83

• La inversión inicial: Este es un factor determinante, ya que en ocasiones la empresa no cuenta con suficiente capital disponible, para proyectos encaminados a lograr una mayor eficiencia en sus sistemas, inclinándose más a aplicar sus recursos a proyectos de incremento de producción y/o calidad. Esto es, que en la práctica se ha limitado el uso de equipos de iluminación de alta eficiencia, debido al sobre precio que se tiene con respeto a un equipo estándar, que en ocasiones puede ser considerable.

En particular, en los proyectos de iluminación, el Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica (FIDE) otorga incentivos que pretenden cubrir parte de ese sobreprecio, así como financiamientos para el desarrollo parcial o total del proyecto, el cual será pagado con los beneficios que de él se deriven. Un mal diseño en el sistema de iluminación puede provocar problemas de deslumbramiento y zonas muy sombrías que pueden ocasionar bajo rendimiento del personal del área y posibilidad de sufrir accidentes. Otro factor muy importante, es el aprovechamiento de la luz natural, con lo cual se obtienen beneficios considerables al eliminar el alumbrado de las naves industriales durante el día. En algunas empresas ya se cuenta con tragaluces, pero en ocasiones se olvida darles el mantenimiento adecuado, por lo que se encuentran demasiado sucios impidiendo el máximo aprovechamiento de la luz natural. Para poder comparar la eficiencia de iluminación, bajo diferentes condiciones de operación, se desarrollo el concepto de “densidad de potencia por unidad de superficie (W / m2). Para el cálculo de los circuitos derivados, la NOM-001-SEDE-1999 en su artículo 220-3 enlista las cargas mínimas de alumbrado por cada metro de superficie del piso de cada planta, según el uso para el que este destinado (ver tabla 3.4).

APROVECHAMIENTO DE LA LUZ NATURALAPROVECHAMIENTO DE LA LUZ NATURALAPROVECHAMIENTO DE LA LUZ NATURAL

84

TABLA 3.4: CARGAS DE ALUMBRADO GENERAL POR USO DE EDIFICIO.

USO DEL EDIFICIO CARGA UNITARIA (VA/m2)

Almacenes 2,5

Bancos 35

Casas de huéspedes 15

Clubes 20

Colegios 30

Cuarteles y auditorios 10

Edificios de oficinas 35

Edificios industriales y comerciales 20

Estacionamientos públicos 5

Hospitales 20

Hoteles y moteles, incluidos apartamentos sin cocina 20

Iglesias 10

Juzgados 20

Peluquerías y salones de belleza 30

Restaurantes 20

Tiendas 30

Unidades de vivienda 30

En cualquiera de las construcciones anteriores excepto en viviendas unifamiliares y unidades individuales de vivienda bifamiliares y multifamiliares:

Lugares de reunión y auditorios 10

Recibidores, pasillos, armarios, escaleras 5

Lugares de almacenaje 2,5

Estos cálculos se basan en las condiciones de carga mínima y en un factor de potencia del 100% y puede ser que no ofrezcan capacidad suficiente para la instalación considerada. Estos valores no se contraponen con los valores de densidad de potencia eléctrica por concepto de alumbrado (W/m2) establecidos en la NOM-007-ENER Eficiencia energética para sistemas de alumbrado en edificios no residenciales, de acuerdo con la tabla 3.5.

85

TABLA 3.5: VALORES MÁXIMOS PERMISIBLES DE DENSIDAD DE POTENCIA ELÉCTRICA.

DENSIDAD DE POTENCIA ELECTRICA (W / m 2)

ALUMBRADO ALUMBRADO TIPO DE EDIFICIO

INTERIOR EXTERIOR

Oficinas 16 1.8

Escuelas 16 1.8

Hospitales 14.5 1.8

Hoteles 18 1.8

Restaurantes 15 1.8

Comercios 19 1.8

Bodegas o áreas de almacenamiento. 8

Estacionamientos interiores. 2

Estos valores deben ser confrontados con los requerimientos de la instalación considerada, procurando cumplir con la NOM-025-STPS-1999, que establece las condiciones de iluminación en los centros de trabajo, de acuerdo con la tabla 3.6.

Para poder realizar un trabajo con el menor esfuerzo visual posible se deben considerar, además de los niveles de iluminación, las formas básicas de iluminación, que son:

• Iluminación general o ambiental: Se refiere a la luz de fondo o completa en el espacio

o área a considerar. Las luminarias están dispuestas de modo que produzcan un nivel de iluminación casi uniforme en cualquier punto del local, ayudando a reducir contrastes con la iluminación localizada o suplementaria.

• Iluminación localizada: Se refiere a la luz direccional proyectada para enfatizar un

objeto en particular o para atraer la atención a una parte del campo de la visión; por lo que las luminarias deben estar situadas cerca de los puntos a iluminar.

• Iluminación de tarea o suplementaria: Se refiere a la iluminación desde fuentes de luz

cercanas que permiten la ejecución de tareas visuales específicas y esta localizada sobre el plano de trabajo. Las luminarias están situadas en la inmediata vecindad del punto de trabajo y se integran con la iluminación general.

86

TABLA 3.6: NIVELES MÍNIMOS DE ILUMINACIÓN QUE DEBEN PRESENTARSE EN EL PLANO DE TRABAJO.

TAREA VISUAL DEL PUESTO DE TRABAJO AREA DE TRABAJO

NIVELES MINIMOS DE

ILUMINACION (LUX)

En exteriores: distinguir el área de tránsito, desplazarse caminando, vigilancia, movimiento de vehículos.

Áreas generales exteriores: patios y estacionamientos. 20

En interiores: distinguir el área de tránsito, desplazarse caminando, vigilancia, movimiento de vehículos.

Áreas generales interiores: almacenes de poco movimiento, pasillos, escaleras, estacionamientos cubiertos, labores en minas subterráneas, iluminación de emergencia.

50

Requerimiento visual simple: inspección visual, recuento de piezas, trabajo en banco y máquina.

Áreas de servicios al personal: almacenaje rudo, recepción y despacho, casetas de vigilancia, cuartos de compresores y pailería.

200

Distinción moderada de detalles: ensamble simple, trabajo medio en banco y máquina, inspección simple, empaque y trabajos de oficina.

Talleres: áreas de empaque y ensamble, aulas y oficinas.

300

Distinción clara de detalles: maquinado y acabados delicados, ensamble de inspección moderadamente difícil, captura y procesamiento de información, manejo de instrumentos y equipo de laboratorio.

Talleres de precisión: salas de cómputo, áreas de dibujo, laboratorios.

500

Distinción fina de detalles: maquinado de precisión, ensamble e inspección de trabajos delicados, manejo de instrumentos y equipo de precisión, manejo de piezas pequeñas.

Talleres de alta precisión: de pintura y acabado de superficies y laboratorios de control de calidad.

750

Alta exactitud en la distinción de detalles: ensamble, proceso e inspección de piezas pequeñas y complejas y acabado con pulidos finos.

Áreas de proceso: ensamble e inspección de piezas complejas y acabados con pulido fino.

1,000

Alto grado de especialización en la distinción de detalles. Áreas de proceso de gran exactitud. 2,000

Al diseñar un sistema de iluminación es necesario tomar en cuenta la depreciación luminosa y el factor de balastro (FB), el primer término supone un nivel inicial que puede exceder de un 20 a un 50% el nivel mínimo requerido; el segundo término es uno de los parámetros más importantes para determinar la emisión luminosa de un sistema balastro lámpara comercial con relación a la emisión luminosa de ese mismo sistema operando con un balastro patrón bajo condiciones de prueba y con lámpara patrón.

87

El valor de eficacia del balastro (BEF) se utiliza para comparar diferentes balastros operando la misma cantidad y tipo de lámparas. Este factor es la relación de salida de luz producida entre la potencia de entrada. La eficacia del sistema balastro – lámpara puede ser calculado como:

(W) entrada de Potencia

FB x lámparas. de No. x lámpara la de nominales Lúmenes sistema del Eficacia

=

Cuando se realicen mediciones de los niveles de iluminación se recomienda:

• Efectuarlos por la noche en condiciones normales de operación para las diferentes líneas de producción de la fábrica, dejando transcurrir alrededor de una hora después del encendido de las luminarias, a fin de que el flujo de luz sea lo más estable posible;

• Dividir el área a evaluar en secciones de igual tamaño y seleccionar los puntos de medición tomando como base la ubicación de las luminarias y la posición que guardan con la maquinaría y equipo, procurando que estos puntos sean representativos de los planos de trabajo.

Deficiencias en los circuitos de iluminación.

Es común encontrar en plantas industriales y edificios de oficinas que el sistema de iluminación carece de circuitos independientes para controlar el alumbrado de cada área; generalmente la iluminación es controlada desde un tablero de alumbrado con interruptores termomagnéticos que operan un grupo de circuitos de lámparas, que pueden pertenecer a todo un piso del edificio o incluso a toda una nave industrial, careciendo de controles a apagadores para cada una de las áreas.

Es recomendable, que a la brevedad posible se realice el seccionamiento de circuitos, a fin de apagar la iluminación en aquellas áreas o secciones que no sea necesaria, ya sea por tener buena aportación de luz natural o por que no se este laborando en dichas áreas.

Selección inadecuada de luminarias y/o carencia de mantenimiento.

Otra clasificación de los tipos de iluminación, es la que se da por la representación y distribución del flujo luminoso, pudiendo ser: directa, semidirecta, mixta, semi-indirecta e indirecta; en las cuales juega un papel muy importante la luminaria, que es el dispositivo que dirige, difunde o modifica la luz suministrada por la fuente de iluminación, de tal manera que hace que su uso sea más económico, efectivo y seguro para la vista; ya que la mayoría de las lámparas presentan un elevado brillo, provocando deslumbramientos que pueden dañar la vista o provocar un accidente.

Aunado a lo anterior, debe ponerse especial atención en este aspecto, ya que por un lado se debe contemplar el diseño arquitectónico y la estética del local (sobre todo en oficinas y edificios de lujo), pero siempre procurando que las luminarias seleccionadas sean de alta eficiencia y buen acabado. Para el tipo de tarea a realizar, se debe procurar que el luminaria sea el adecuado para mantenerse el mayor tiempo en buenas condiciones de operación con el mínimo mantenimiento posible, así por ejemplo, una industria donde por el tipo de proceso exista

88

dispersión de polvos u otros materiales volátiles, se recomienda que las luminarias sean cerradas pero que no por ello se reduzca su eficiencia y vida útil, debido a sobrecalentamientos. La emanación de polvos provoca deterioros en sus reflectores reduciendo considerablemente la eficiencia de las luminarias y afectando considerablemente el terminado del local, ya que los polvos dan un aspecto sombrío, reduciendo el coeficiente de reflexión de paredes y techos, además de dañar los tragaluces que pudieran existir, impidiendo el máximo aprovechamiento de la luz natural durante el día.

Sistemas de control:

En la mayoría de los sistemas de iluminación, el encendido y apagado de las luminarias se efectúa de manera manual, por lo que el periodo de operación de las mismas esta sujeto a la disponibilidad encargado de esta tarea o de la concientización que tenga el personal acerca del ahorro de energía; el grado de automatización que pueda tener un sistema es un factor importante, para lo cual se cuenta con una gran variedad de formas, tipos y aplicaciones para los controles de alumbrado, como son:

Atenuadores (dimmers): se usan principalmente para controlar la salida de luz, en lámparas incandescentes y lámparas fluorescentes con balastro electrónico, y pueden ser usados en espacios donde sea deseable un control de luz como pueden ser restaurantes, hoteles y museos.

Temporizadores (timers): reducen el consumo de energía poniendo límites de tiempo donde es posible establecer horarios definidos ya que encienden y apagan cargas en horarios preestablecidos.

Sensores de presencia: proporcionan un control local de encendido y apagado de luminaras en respuesta a la presencia o ausencia de ocupantes en un espacio. Estos sensores usan dos tipos de tecnología para detectar la presencia de personal en un área. La primera es por medio de controles ultrasónicos y la segunda por controles infrarrojos activos o pasivos. Ambas tecnologías operan de manera similar, ya que al detectar actividad en el área que controlan envían una señal de bajo voltaje que enciende el alumbrado cuando los ocupantes entran y permanecen en el espacio. Las luminarias son apagadas después que el espacio es desocupado dentro de un periodo de tiempo determinado y ajustable.

Sensores de luz: también llamados fotosensores o fotoceldas, son dispositivos fotoeléctricos que permiten a un sistema de alumbrado responder a cambios en el entorno, y han sido usados por muchos años para controlar instalaciones de alumbrado exterior.

89

CAPITULO IV.

MEDIDAS A IMPLEMENTAR PARA EL OPTIMO APROVECHAMIENTO DE LAENERGIA ELECTRICA EN LA INDUSTRIA.

1. CAMBIO DE TARIFA.

INFORMACION GENERAL DE LA EMPRESA.Rama Industrial: Concesionaria de autosProductos Principales:Régimen de operación ContinuoDías por Semana: 6Número de turnos: 1Tarifa: 3Región: Central

INTRODUCCIÓN.

Debido la posibilidad de contratar su servicio de Luz y Fuerza del Centro (LyFC) en unatarifa más favorable que la Tarifa 3, actualmente aplicada, se plantea la propuesta derealizar el cambio a la tarifa Ordinaria Media Tensión (O-M) y poder obtener así losbeneficios por la diferencia de costos aplicables de energía entre ambas tarifas. Cabeseñalar que si se lleva a cabo un control de la demanda, convendría realizar el cambiodirectamente a la tarifa H-M (Tarifa horaria para servicio general en media tensión),presentando una reducción adicional en la facturación de LyFC.

La concesionaria de autos que vamos a analizar, tiene contratados tres servicios en tarifa3 para alimentar la sala de exhibición, oficinas, taller, alumbrado exterior y letrerosluminosos que suman una carga total instalada de 246 kW, que en este caso coincide conla demanda contratada con la compañía suministradora. El realizar el cambio de tarifaimplica la necesidad de instalar una subestación que reduzca el voltaje de entrada de 23kV a un voltaje de 220 volts para su uso final, con lo cual se pueden unificar los trescontratos de LyFC, pudiendo incrementar los beneficios al obtener una reducción de lademanda debido a que la demanda máxima coincidente es menor que la suma de lasdemandas máximas de cada uno de los servicios.

OBJETIVOS

• Lograr la óptima reducción de los cargos en la facturación de energía eléctrica, porparte de la compañía suministradora, al realizar el cambio de la tarifa 3 a la tarifaOrdinaria de Media Tensión (OM).

90

• Determinar las condiciones técnicas y económicas necesarias, para la instalación ypuesta en operación de una subestación, a fin de poder realizar el cambio de tarifa.

DESARROLLO DEL PROYECTO.

DATOS Y BASE DE CÁLCULO.

En la tabla 4.1 se presentan los valores promedio ponderados de las facturacionesregistradas durante el último año para cada uno de los tres servicios, los cuales nos danun panorama más confiable de las condiciones de operación de la concesionaria.

Tabla 4.1 Datos de facturación.

Servicio ConsumoDemandaFacturada

Demandacontratada

Factor depotencia

Potenciareactiva

kWh / mes kWf kWc % kVARh / mes

1 11,187 63 82 93.70 4,1712 13,452 68 82 92.90 5,3593 14,106 60 82 93.50 5,350

Total 38,745 191 246 93.40 14,880

Se consideraron para su análisis los costos de energía aplicables en la Región Centralpara el mes de octubre del 2003 (de $ 0.872 /kWh y de $ 138.55 / kW), presentando en latabla 4.2 los cargos aplicables a cada uno de los servicios.

Tabla 4.2 Cargos de facturación en tarifa 3.

ServicioCargos de facturación mensual

Consumo Demanda Total Bonif. PorF.P. Importe total

1 $ 9,755 $ 8,729 $ 18,484 -$ 185 $ 18,2992 $ 11,730 $ 9,421 $ 21,152 -$ 169 $ 20,9823 $ 12,300 $ 8,313 $ 20,613 -$ 186 $ 20,428

$ 33,786 $ 26,463 $ 60,249 -$ 540 $ 59,709

La capacidad del transformador, necesaria para alimentar la carga total de laconcesionaria, se calculo de la siguiente manera:

288.1191246

)(arg)(.. ==

−−

=kWkW

kWdemandadaaCkWinstaladaCapacidadDF

Donde F.D. se refiere al factor de diversidad.

91

Considerando un factor de potencia (F.P.) del 80 % para la operación del transformadortenemos:

kVAkWxPxFDF

kWdemandadaaCkVA DORTRANSFORMA 185

8.0288.1191

....)(arg

==−

=

De acuerdo a los fabricantes de transformadores y subestaciones, la capacidad comercialinmediata superior es la de 225 kVA, pero como el personal de la empresa nos manifestóla probabilidad de remodelar y ampliar el taller de hojalatería, se llego al acuerdo deinstalar una subestación de 250 kVA.

De lo anterior se derivan los siguientes alcances del proyecto:

I.- Tramitación para la contratación del suministro de energía eléctrica.

♦ Proyecto de subestación eléctrica, indicando el área donde quedará instalada, suequipo de medición, memoria de cálculo, así como su sistema de tierras y lasprotecciones en alta y baja tensión.

♦ Revisión y aprobación de planos de la subestación por una Unidad Verificadoraacreditada ante la Secretaría de Energía.

♦ Integración de la documentación necesaria y tramitación de la apertura de laSolicitud de Presupuesto (SP) ante LyFC.

♦ Tramitación de los pagos de obra y contratación ante LyFC.

2. Suministro de subestación eléctrica, transformador y elementos deprotección.

♦ Subestación eléctrica compacta para servicio exterior, con gabinete tipo Nema 3R:formada por gabinetes de lamina desengrasada, fosfatizada y sellada en calibre 12para los perfiles y calibre 14 las tapas, acabada en color gris ANSI 61, bus de tierraa lo largo de la subestación, mirillas de cristal inastillables, tortillería tropicalizada,dimensiones 1.50 x 2.20 x 240 m.

♦ Transformador de distribución de 250 kVA, a 23 kV en el primario con conexióndelta y a 220/127 Volts en el secundario con conexión estrella; tipo OA; una sobreelevación de temperatura 65 ºC y una media de 30ºC y una máxima de 40ºC; concambiador de derivaciones de 4 posiciones, dos arriba y dos debajo de la carganominal para un ajuste del 2.5% cada una, adecuado para operar hasta una alturade 2,300 m.s.n.m.

♦ Equipos de protección en alta tensión; cuchillas de paso de 3x400 Amp. marcaDriwisa, con 3 apartarrayos de óxidos metálicos, seccionador de operación con

92

carga tripolar de 400 Amp., marca Driwisa de accionamiento rápido, con mecanismode disparo auxiliar tripolar que abre el seccionador en caso de falla de un fusible.

♦ Tres fusibles limitadores de corriente de 40 Amp C/P 1600MVA.

3. Suministro de material y mano de obra para la instalación de la subestacióneléctrica.

♦ Suministro de material para la conexión de la nueva acometida de LyFC con lasubestación eléctrica en alta tensión, a una distancia máxima de 10m con respectoa la acometida actual.

♦ Suministro de material para la conexión de la subestación eléctrica con el interruptorgeneral en baja tensión de la instalación eléctrica existente, a una distancia máximade 10m.

♦ Mano de obra necesaria para la instalación de la subestación eléctrica y lasconexiones descritas en los puntos anteriores.

4. Suministro de material y mano de obra para el sistema de tierras.

♦ Sistema de tierras que incluye cable de cobre desnudo 2/0, varillas de cobreCopperWeld; herrajes y accesorios para la instalación.

♦ Mano de obra necesaria para el montaje del sistema de tierras.

5. Puesta en servicio del sistema.

BENEFICIOS.

Bajo las condiciones actuales de operación, se estimaron los beneficios que se muestranen la tabla 4.3, en la cual se consideraron para su análisis los costos de energía de latarifa O-M aplicables en la Región Central para el mes de octubre del 2003 (de $ 0.631/kWh y de $ 84.36 / kW), con los que se tendría la siguiente facturación.

Tabla 4.3 Cargos de facturación en tarifa O-M.

ServicioCargos de facturación mensual

Consumo Demanda Total Bonif. PorF.P. Importe total

1 $ 7,058 $ 5,315 $ 12,373 -$ 124 $ 12,2492 $ 8,487 $ 5,736 $ 14,223 -$ 114 $ 14,1103 $ 8,899 $ 5,062 $ 13,961 -$ 126 $ 13,835

Unificado $ 24,444 $ 16,113 $ 40,557 -$ 363 $ 40,194 $ 9,341 $ 10,350 $ 19,692 -$ 176 $ 19,515

93

El beneficio económico anual es del orden de:

./180,234$/12)/194,40$/709,59($ añoañomesesxmesmesBeneficio =−=

Pudiendo esta última cifra ser aún superior, dependiendo de la reducción que se tenga dela demanda máxima coincidente de los tres servicios

PRESUPUESTO.

La inversión necesaria para llevar a cabo el proyecto cubriendo los alcances mencionadosanteriormente se estima en $ 312,800.

RENTABILIDAD.

Por lo que se tiene un tiempo simple de recuperación (TSR) de:

)16_(336.1/180,234$

800,312$ MesesAÑOSAÑO

TSR =

=

OBSERVACIONES.

• El pago por apertura de la SP así como los pagos por obra, contratación yequipos de medición ante Luz y Fuerza serán realizados por el cliente concheques certificados o de caja.

• La contratación y la realización de la electrificación de la subestación por LyFCsuelen tomar de 1 a 4 meses.

• La documentación correspondiente para la apertura de la SP será requerida asu tiempo, cualquier retraso en su suministro repercutirá en el plazo señaladopara la ejecución de la obra.

• El cliente se compromete a ejecutar las modificaciones de la instalacióneléctrica actual en caso de que no cumpla con la norma oficial en vigor quesean requeridas por la Unidad de Verificación y/o por LyFC.

• No se incluye ningún tipo de obra civil, ni trabajos adicionales a los descritos enlos alcances del proyecto.

• La capacidad de la subestación se ha determinado de conformidad con losconsumos registrados por LyFC en los recibos proporcionados, contándose conun margen estimado de 30 % para posibles incrementos de demanda (a factorde potencia unitario).

94

2. REEVALUACION DE LA CAPACIDAD INSTALADA EN FUNCION DE SUFACTOR DE CARGA Y SU FACTOR DE UTILIZACION.

INFORMACION GENERAL.

Rama Industrial: Metal - mecánicaProductos Principales: Alambre y AlambrónRégimen de operación ContinuoDías por Semana: 6Número de turnos: 3Tarifa: H - MRegión: Sur

INTRODUCCIÓN.

Debido a la antigüedad de las instalaciones y los continuos cambios y adiciones deequipos en el sistema de distribución eléctrica de la fábrica, se han modificado lasinstalaciones sin actualizar su diseño ni revisar la coordinación de sus proteccionesprovocando con ello pérdidas de energía y posibles riesgos para las instalaciones, losequipos y el personal, por lo que es necesario realizar un levantamiento del sistema dedistribución, con sus protecciones y las cargas que alimentan, para rediseñarlo y elaborarlos diagramas unifilares que puedan proporcionar información precisa de las condicionesde operación requeridas, a fin de proceder entonces con la adecuación de las partes delsistema que pudieran estar fuera de la norma oficial vigente NOM-001-SEDE-1999 o cuyamodificación facilite la operación del proceso productivo y garantice la seguridad delpersonal.

Las principales perdidas inherentes al transformador son:

Ø Perdidas en devanados, las cuales dependen de la carga demandada altransformador.

Ø Perdidas en núcleo, las cuales son fijas independientemente de la cargaque este demandando el transformado y se estiman del 1 % de lacapacidad del mismo

Nota:

• Los datos anteriores, están basados en estadísticas de pruebas realizadas en campocon transformadores de diferentes capacidades.

• Los valores de perdidas en devanados, proporcionados por el fabricante al adquirir untransformador, están estimados con carga máxima; pero se puede estimar consuficiente aproximación que las perdidas producidas al trabajar el transformador envacío son del orden del 1.5 %.

Por otra parte, por los levantamientos efectuados, se ha visto que en los alimentadoresmás sobrecargados y el subdimensionamiento de sus conductores, aunado con la edad y

95

estado actual del sistema de distribución origina pérdidas que pueden ser del orden del 1al 2%, sin considerar las pérdidas por falsos contactos debidos al polvo desprendido en elproceso y al oxido generado en las terminales por el contenido de ácido sulfúrico en elambiente.

OBJETIVOS.

• Adecuar el sistema de distribución eléctrica de la fábrica, a fin de que cumplan con lasNormas Oficiales Mexicana (NOM) vigentes, reduciendo las pérdidas de energía yriesgos serios para las instalaciones, los equipos y el personal involucrados en elproceso productivo.



Adicionalmente a lo anterior, se tienen siete transformadores que alimentan las diferentesáreas, con las demandas máximas y factores de utilización que se muestran en la tabla4.4.

TABLA 4.4 PARAMETROS ELECTRICOS DE TRANSFORMADORES.

TRANF. KVA nom Amperes Volts FP (%) KW op KVA op % UTILIZ.

TR - 01 750 372 451 98.6 286 290 38.67

TR - 02 1250 934 445 81.32 584 718 57.44

TR - 03 500 492 460 90.48 353 390 78.00

TR - 04 150 227 236 99.5 88 88 58.67

TR - 05 750 202 451 67.7 158 233 31.07

TR - 06 1,500 1,088 438 90.7 746 822 54.80

TR - 07 1,500 402 459 -88.54 319 360 24.00

SUMA 6,150 3,717 N.A 0.8795 2,534 2,901 48.95

En el cual puede observarse, que los transformadores 1, 5 y 7 trabajan muy sobradospara la carga que manejan, con un factor de utilización (Fu = Capacidad de operación /Capacidad nominal) menor al 40 %, lo que da como resultado que trabajen de maneraineficiente aunado a la contribución inherente de potencia reactiva, disminuyendo así elfactor de potencia. Se recomienda distribuir las cargas a fin de que los transformadoresque queden conectados tengan un factor de utilización superior al 50 %.

Notas:§ Las demandas máximas registradas en cada transformador, coinciden

esporádicamente por lo que la demanda total registrada en el cuadro tendría queafectarse por un factor de coincidencia para obtener la demanda registrada en lasfacturaciones de CFE.

96

§ El signo negativo en la medición del factor de potencia del transformador No. 7, indicaque es capacivo, es decir, que esta entregando potencia reactiva a la línea.

De acuerdo al sobredimensionamiento actual que tienen los transformadores, se sugierela carga del transformador 5 y 7 se conecte al transformador 6 por ser uno de los másnuevos y la carga del transformador 1 conectarla al transformador 2, con lo cual sepodrían desconectar los transformadores 1, 5 y 7 quedando los transformadores 2 y 6 confactores de utilización máximos del orden del 81 y 94 % respectivamente, evitando así lasperdidas inherentes a sus núcleos y devanados.

Para las condiciones actuales, se estimaron las pérdidas que podrían ser evitadas aldesconectar ambos transformadores y distribuir las cargas que tienen conectadasactualmente, (ver tabla 4.5).

TABLA 4.5: PERDIDAS EN TRANSFORMADORES.

PERDIDAS EN (KW)TR KVA

NUCLEO DEVANADOS TOTAL

1 750 2.82 4.55 7.37

5 750 2.82 3.66 6.48

7 1,500 5.28 5.30 10.58

SUMA 3,000 10.92 13.52 24.44

BENEFICIOS.

Para obtener los beneficios en consumo se considera un factor de utilización del 90%,debido a que aunque los transformadores operan de manera continua durante todo el añose deben descontar los periodos por mantenimiento, se obtiene:

Ahorro en Consumo anual = Ahorro en Demanda x Horas de operación al año

Ahorro en Consumo anual = 35 KW * 8,760 hrs. / año * 0.9 = 275,940 kWh / año.

Considerando un costo unitario ponderado de la energía eléctrica para la planta de 0.6009$/kWh se obtiene un ahorro económico anual de:

Beneficio económico anual = Ahorro en Consumo anual X Costo Unitario

Beneficio económico anual = 275,940 kWh / año X 0.6009 $/kWh = $ 165,812 / año.

A los beneficios anteriores habría que adicionar los beneficios obtenidos por sucontribución al factor de potencia, al reducir la potencia reactiva que aportan lostransformadores y a la seguridad que representaría tanto para los equipos como para elpersonal de la fábrica.

97

INVERSION.

La inversión necesaria para llevar a cabo un levantamiento, el proyecto eléctrico yademás corregir principales deficiencias en el sistema de distribución eléctrica se estimandel orden de $ 348,000 y representa un tiempo simple de recuperación de la inversión de:

RENTABILIDAD.


)25_(.1.2/812,165$

000,348$ MesesAÑOSAÑOTSR =

=

OBSERVACIONES.

• Este presupuesto no incluye los costos por Unidad de Verificación de InstalacionesEléctricas (UVIE), debido a que esta sujeto a la realización de todas las correccionesnecesarias en el sistema de distribución eléctrica de la planta.

• Debido a que los tanques de ácido sulfúrico se encuentran muy próximos a lasubestación y a los vapores desprendidos en el área de decapado químico, las barrasde conexión de los transformadores presentan capas de óxido por la corrosión,provocando con ello pérdidas de energía y falsos contactos. Por lo que se sugierellevar a cabo su propuesta de reubicar los tanques de ácido, lo más alejado posible dela subestación y recubrir las barras con cinta vulcanizada que ofrece mayor resistenciaque la cinta scoch convencional colocada por el personal de la planta.

Acciones concretas, para el uso eficiente de la energía eléctrica en transformadores:

a) Desconectar los transformadores de potencia, cuando la carga sea baja, alimentandola carga asociada con transformadores de menor capacidad, o en su caso, redistribuira otros transformadores.

b) Sustituir transformadores antiguos, de baja eficiencia, por otros de mayor rendimiento.

c) Desconectar transformadores que operen en vacío.

d) Procurar instalar sistemas automáticos de enfriamiento que operen en función de lacarga del transformador.

e) Situar los centros de carga lo más cercanamente posible a los transformadores.

f) Observar que los cuartos donde se sitúen los transformadores cuenten con espaciosamplios para permitir una buena ventilación en torno a los radiadores de enfriamiento.

g) Ajustar el voltaje con el cambiador de derivaciones, ajustando los valores lo máscercanamente posible a la tensión nominal de las cargas.

h) Eliminar periódicamente la acumulación de polvo en transformadores y en su equipode ventilación.

98

i) Analizar el estado del aceite de los transformadores, preferentemente dos o tres vecesal año.

j) Realizar mediciones de energía eléctricas en subestaciones, a fin de identificar áreascon posibles desperdicios de energía, así como de bajo factor de potencia.

k) Instalar equipos de medición y contabilidad de energía eléctrica en subestaciones, afin de corroborar mediciones con las de la compañía suministradora, así comocontabilizar el consumo y demanda de cada área o línea de producción para buscar laoptimización del proceso y monitoreo de la demanda pico en aquellas instalacionesque tengan contratada alguna tarifa horaria.

l) Desconectar las líneas eléctricas que lleven carga.

m) Disponer de espacio suficiente en ductos y canalizaciones para proveer la ventilaciónnecesaria.

n) Inspeccionar periódicamente empalmes y conexiones en las líneas de alimentación ycircuitos derivados, a fin de detectar fallas de aislamiento, puntos calientes, falsoscontactos y posibles arqueos.

o) Instalar de manera estratégica bancos de capacitores para reducir la energía reactivaevitando posibles resonancias por la presencia de corrientes armónicas.

p) Medir periódicamente la carga en las líneas de alimentación evitando sobrecargas yposibles disparos de protecciones.

q) Arrancar los equipos con un espaciamiento de tiempo tal que la demanda máxima noexceda la demanda prefijada.

Acciones concretas, para el uso eficiente de la energía eléctrica en el sistema dedistribución:

a) Revisar el diseño y trazado de líneas de distribución, a fin de corregir recorridosinnecesarios.

b) Aumentar la sección de los conductores en líneas por excesiva caída de voltaje.

c) Estudiar el número de centros de transformación que reduzca las pérdidas dedistribución en baja tensión.

d) Situar el transformador junto al centro de cargas o lo más cera posible.

e) Instalar dispositivos de protección contra sobre tensión, sobrecorriente y falla a tierra.

99

3. ADMINISTRACION DE LA DEMANDA.

INFORMACION GENERAL.Rama Industrial: HarineraProductos Principales: Harina de trigoRégimen de operación ContinuoDías por Semana: 6Número de turnos: 3Tarifa: H - MRegión: Centro

INTRODUCCION

Partiendo de que los cargos por energía eléctrica se basan en dos parámetrosprincipales (Demanda y Consumo Eléctrico), el sistema para la administración de laenergía contempla tanto el control de la demanda como la optimización del consumo y esuna de las oportunidades de ahorro más rentables en los proyectos de reducción decostos de energía, sobretodo cuando el factor de carga de la empresa es bajo (menor al80%, según recomendaciones de CONAE). Para que esta medida sea factible, no sedebe afectar al proceso productivo y/o al confort del personal, sino se deben readecuarsólo las rutinas de operación e identificar los usos inadecuados de los equipos.

Dadas las ventajas económicas que representa en forma particular el control de lademanda y del consumo de la electricidad durante los “periodos de punta” de la compañíasuministradora y, en general, el control de los consumos de energía en sus procesos defabricación, se propone la implantación de un sistema de recopilación y procesamiento demediciones sobre diferentes parámetros de sus insumos.

La complejidad del sistema para la administración, dependerá de las opciones del montode los ahorros por obtener, pudiendo ser la operación de los controles desde manualhasta totalmente automática.

Un controlador de demanda básicamente es un dispositivo que actúa sobre una señalpara temporalmente desconectar cargas eléctricas predeterminadas, a fin de mantener lademanda máxima bajo control. El controlador, apaga o establece ciclos de trabajo a lascargas cuando la demanda alcanza un valor preseleccionado, éste punto debe serprefijado cuidadosamente para que no afecte la producción o necesidades de operación.

Los beneficios económicos que se obtienen a través de esta medida son bastanteatractivos si se logra llevar acabo un programa de administración de la energía; es decir,controlando las cargas eléctricas y transfiriendo el consumo del periodo de punta a unperiodo intermedio o base, en cuyos casos los cargos por consumo y demanda facturadason muy inferiores en relación con el primero.

100

El control de demanda es muy factible cuando dentro del proceso existe la posibilidad deproducir un excedente del producto, almacenándolo y utilizándolo en el periodo de punta.Las posibilidades de control se incrementan más aún cuando, como en el caso que vamosa analizar, el trabajo es intermitente durante el día; ya que es posible almacenar productoen el área de preparación y limpia pudiendo parar las dos líneas con que se cuenta. En elárea de molienda se tienen cinco líneas de las cuales es posible parar una de ellas porcompleto que pueden trabajar más uniformemente en los periodos “baratos” y parando enel periodo “caro” (Información de bitácoras del área). Con la finalidad de visualizar esto, sepresenta el perfil de carga obtenido durante una semana para la planta a analizar (verfigura 4.1), en la cual se observa que existen periodos prolongados donde la carga esmínima, pudiendo programar la producción se podría reducir considerablemente lademanda máxima de 1,390 kW.

4.1 PERFIL DE CARGA SEMANAL.

OBJETIVOS

a) Verificar las mediciones y registros de la compañía suministradora, con la finalidad deprever y comprobar su facturación, según la tarifa contratada, así como conocer yanalizar los patrones de consumo de la fábrica en su conjunto.

b) Asegurar la máxima reducción posible del cargo por demanda en la facturación deelectricidad, teniendo en cuenta los requerimientos de la producción pero evitandoexceder valores preestablecidos de la demanda máxima en periodo de punta, pormedio del control de las cargas cuya operación no sea indispensable durante elmismo.

c) Como complemento de cada uno de los objetivos anteriores, integrar un sistemacomputarizado que permita realizar el monitoreo, registro y control de los consumos ycostos de electricidad en cada centro de consumo y del total de la fábrica, a fin depoder asignar los costos energéticos correspondientes a cada parte del proceso y ensu caso, a cada lote de producción.

DEMANDA ELECTRICA TOTAL

0

300

600

900

1,200

1,500

13:1

5:00

19:4

5:00

2:15

:00

8:45

:00

15:1

5:00

21:4

5:00

4:15

:00

10:4

5:00

17:1

5:00

23:4

5:00

6:15

:00

12:4

5:00

19:1

5:00

1:45

:00

8:15

:00

14:4

5:00

21:1

5:00

3:45

:00

10:1

5:00

16:4

5:00

23:1

5:00

5:45

:00

12:1

5:00

18:4

5:00

1:15

:00

7:45

:00

HORARIO

DEM

AN

DA

ELE

CTR

ICA

(KW

)

101



En la tabla 4.6 se presentan los valores promedio ponderados de las facturacionesregistradas durante el último año, los cuales nos dan un panorama más confiable de lascondiciones de operación del molino. Se consideraron para su análisis los costos deenergía aplicables en la Región Central para el mes de octubre del 2003.

TABLA 4.6: DATOS DE FACTURACIÓN.

FACTURACION MENSUAL ACTUALDemanda Consumo Costo de Importe

ConceptokW kWh la energía total

Periodo de base 1,197 183,668 $ 0.420 $ 77,122.19Periodo intermedio 1,409 370,000 $ 0.505 $ 186,961.00Periodo de punta 1,176 56,131 $ 1.617 $ 90,780.67Consumo total 609,799 $ 354,863.86Demanda facturable 1,246 $ 87.410 $ 108,912.86Importe total por consumoy demanda $ 463,776.72

Potencia reactiva (kVARh) 235,212Factor de potencia 93.30Bonificación por buenfactor de potencia -0.884% -$ 4,099.79

Cargo por DAPImporte total sin IVA $ 459,676.93

Costo unitario ($/ kWh): $ 0.75

De la información obtenida y observaciones realizadas durante la estancia en la planta, enla tabla 4.7 se presentan los equipos susceptibles a ser controlados:

4.7 EQUIPOS A CONTROLAR.

EQUIPO VOLTAJE

FACTORDE

POTENCIA(%)

kW kVAR kVA

Molino No. 5 445 90.5 177 83 201

Preparación y limpia 445 91.6 317 139 348

Total 494 222 549

102

Nueva Factura al controlar 494 KW.

DP = 1,176 - 494 = 682 KW

DI = 1,409 KW

DB = 1,197 KW

DF = 682 + 0.300 x (1409 - 682 )

DF = 900 kW

Cargo por demanda facturada:

900 kW x $ 87.41 / kW = $ 78,669 / mes

Ahorro anual por diferencia en cargos por demanda:

($ 108,912.86 / mes - $78,669 / mes) x 12 meses / año = $ 362,926.32 / año.

Los ahorros que se pueden obtener por transferir consumos de periodo punta a periodointermedio o base se calculan como sigue:

Considerando en el periodo de punta 67 horas promedio totales, calculamos que se tieneun factor de carga por cargas controladas del 56.3 % (debido a que los motores trabajanintermitentemente), tenemos:

Periodo de verano:

Horas periodo punta 42 hrs./mes

Carga * hrs. punta del periodo * factor de cargas controladas (estimado) * Diferenciacostos promedio.

494 kW * 42 hrs. / mes * 0.563 * (1.6513 - 0.4848) $ / kWh * 6.64 meses/temporada =

$ 90,476.8 / año

Periodo de invierno:

Horas periodo punta: 92 hrs./mes

494 kW * 92 hrs. / mes * 0.563 * (1.6513 - 0.4848) $ / kWh * 5.36 meses/temporada =$ 159,998.6 / año

Ahorro total por transferencia de consumo del periodo de punta al periodo de base y/o alperiodo intermedio :

Ahorro: 90,476.8 / año + 159,998.6 / año = $ 250,475.4

103

Se propone integrar el sistema de medición eléctrica contando en la subestación principalcon un PLC con 8 salidas de control, con el control automático de la demanda facturablede LyFC por la transferencia de consumos no indispensables durante el periodo de punta,complementándolo para que realice la función de contabilidad energética por medio demediciones eléctricas por transformador o área de producción

a) Equipos y software

Esta partida se especifica para la integración de los equipos y software del sistema demonitoreo que permita el control de las cargas condicionadas a dejar de operar en elperiodo de punta así como controlar el factor de potencia de la planta, más verificar lafactura emitida por CFE y determinar los patrones de consumo de la fábrica en suconjunto. Para llevarla a cabo se suministran e instalan los siguientes elementos:

• Software y su programación para control de demanda, monitoreo de cargas yfacturación de parámetros eléctricos, a fin de verificar la factura emitida por CFE (porpulsos y por lecturas directas de los transformadores de corriente y potencialinstalados en las subestaciones).

• Una unidad de relevadores de aislamiento para lectura y duplicación de pulsos demedición y sincronismo de CFE.

• 4 Gabinetes de control con capacidad para control de cuatro cargas o bancos decapacitores cada uno, tipo NEMA 1 con 4 relevadores, juego de lámparas indicadorasy fusibles, más tablillas (clemas) de conexión; provistos para alojar equipos demedición Power Measurement 7300.

• Un módulo convertidor de comunicaciones RS232 / RS485.

b) Cableado

Para la operación de los equipos y software anteriores, se suministra y se supervisa lainstalación de:

• 50 m de cable (calibre 14 AWG) para transmisión de señal del medidor de CFE alduplicador de pulsos y al equipo de medición principal.

• 220 m de cable de par trenzado entre equipo de medición y computadora• 11,100 m de cable de control (calibre 16 AWG) para un total de 24 cargas y bancos de

capacitores, entre la unidad PLC y los gabinetes de control de las cargas asignadas.

1. Dotar con un equipo de medición a cada centro de consumo, una vez asignadas suscargas a cada transformador de la subestación y a CCM’s específicos, con objeto dehabilitar un sistema de monitoreo, registro y control de los consumos y costos decada centro de consumo, a fin de conocer los costos por departamento y por lote deproducción, mediante la recopilación y explotación de información y la generaciónde reportes por computadora.

a) Equipos y software para medición de parámetros y consumos.

La integración de un sistema de monitoreo completo se hace posible si se tienecomunicación bidireccional entre los equipos que intervienen en él, ya que así es posiblevisualizar desde un centro de control el estado de la operación en cada uno de suscentros de consumo y los efectos de su control con ayuda de los equipos de medición ysu respectivo software.

104

Esta partida se especifica para la medición directa de corriente y tensión en cada centrode consumo; incluye la ingeniería de programación empleando el software suministradoen la partida anterior, supervisión de la instalación y la puesta en servicio del sistema parapermitir el procesamiento y presentación en tiempo real de los parámetros del consumo yde sus perfiles en periodos seleccionables, calculando además la facturación acumulableen determinados periodos de tiempo (hora, día, semana, etc.) a fin de efectuarfacturaciones de electricidad para cada centro de consumo y lote de producción en sucaso. Para su realización, se suministran los siguientes elementos:

• 4 equipos de medición power Measurement modelo 7300 ION. Con carátula de cristallíquido programable para proporcionar lecturas directas, puerto de comunicación coninterfaz RS485 ópticamente aislado y 4 salidas digitales. El cual monitorea ytransmite los siguientes parámetros de cada centro de consumo:

• Voltaje por fase y promedio.• Corriente por fase y promedio.• KW, KVAR y KVA por fase y total• Factor de potencia y frecuencia• Distorsión armónica total (THD)

Con estos equipos y sistemas es posible obtener:

• Valores máximos y mínimos de parámetros registrados.• Desbalanceo de fases para voltaje y corriente.• Consumo y demanda máxima por periodo de facturación de CFE.

• 12 transformadores de corriente entre 250 y 2500 A (5 A en secundario) para bajatensión.

Nota: No incluye la reasignación de cargas en transformadores de potencia para suposterior medición.

b) Cableado

Para la captura, procesamiento y explotación de los parámetros indicados, se suministra ysupervisa la instalación de:

• 350 m de cable de par trenzado para comunicación de equipos de medición con elsistema de procesamiento de datos (computadora e impresora).

• 500 m de cable (calibre 16 AWG) para alimentar corriente de TC’s y voltaje de línea aequipos de medición.

3. Puesta en servicio

La puesta en servicio del equipo y del cableado se lleva a cabo en presencia y con lacolaboración del personal de la planta, las actividades por realizar comprenden:

a) Capacitación del personal en el uso del programa.

b) Verificación de los parámetros de la facturación instantáneos.

105

c) Obtención de fecha y hora en que ocurren las demandas máximas y mínimas.

d) Revisión de los estados de alarmas.

e) Revisión, programación e interpretación de cada pantalla.

f) Programación desde la PC y local (en su caso).

g) Generación de archivos compatibles con Excel.

h) Revisión de los periféricos del equipo de monitoreo.

i) Puntos de entrada de las señales de pulsos (KW, KVAR y sincronismo).

j) Puntos de salida del equipo de monitoreo.

k) Pruebas de control de carga y registro de la misma.

l) Entrega de documentación del sistema.

m) Entrega del CD que contiene el programa para carga y adquisición de datos.

n) Reporte del sistema de control básico.

o) Verificación del funcionamiento correcto del sistema bajo condiciones normales y de

control.

p) Entrega de manuales del usuario del sistema integrado de administración de energía

(software, gabinetes, computadora, equipos Power Measurement 7300 ION).

5. BENEFICIOS.

El beneficio económico anual total por control de la demanda máxima en periodo de puntay por transferencia de consumos del periodo de punta al periodo de base o intermedio, es:

Ahorro total: ( $ 362,926.32 + $ 250,475.4) / año = $ 613,401.72 / año

Los resultados estimados para esta medida son conservadores; deben tenerse en cuentatambién las reducciones de consumo adicionales por los equipos auxiliares que dejaríande trabajar o lo harían con una intensidad menor: transportadores, elevadores, bombas yalgunos ventiladores, etc., así como las posibilidades de control de equipo de operaciónmuy intermitente o no indispensables en el periodo de punta: bombas de cisterna, etc.

Adicionalmente con el sistema propuesto se tendrían las siguientes ventajas:

• Registro de disturbios (con duración de microsegundos) al contar con los equipos

7300 ION en los centros de consumo.

• Verificación en la facturación emitida por CFE.

• Control coordinado del factor de potencia.

• Programa (software) para modificar configuración por el personal de la empresa

• Pantallas para visualización local de parámetros en equipos 7300 ION.

106

• Contar en computadora con información en tiempo real de todos los parámetros de

consumo de cada centro y de reportes mensuales o con el lapso que se requiera de

dichos parámetros y de la facturación de electricidad por centro de consumo, útil para

determinar costos generales y por producto.

• Posibilidad de incrementar número de cargas controladas.

• Posibilidad de incorporar al sistema de registro de otros consumos.

6. PRESUPUESTO

Un sistema de control automático básico que proporciona información en tiempo real y porperiodos determinados del consumo de energía, demanda eléctrica, corriente, voltaje,factor de potencia, etc., el cual puede programarse para conectar y desconectar cargas encualquier horario, dependiendo de si sobrepasa o no la demanda eléctrica especificadapara realizar la conexión o desconexión, complementando el sistema para que realice lafunción de contabilidad energética por medio de mediciones eléctricas por transformadoro área de producción. En este caso el costo del equipo en su forma integral tiene un costoestimado de $ 512,000.00

Notas:

• El software corre en sistema operativo Windows NT

• El sistema requiere una computadora que cumpla como mínimo con las siguientes

especificaciones: Pentium II, 250 Mhz, 64 MB RAM, 1Gb de espacio en disco duro,

unidad Multimedia, Floppy de 3½”, monitor SVGA.

• Este sistema tiene la posibilidad de registrar en forma continua parámetros eléctricos

de I, V, Hz, KW, KVAR, KVA y DTA (de corriente y voltaje), permite también corroborar

la facturación de LyFC.

RENTABILIDAD.

En base a lo anterior se estimo el Tiempo Simple de Recuperación (TSR) de la inversión

).10_(.835.0/402,613$

000,512$ MesesAÑOSAÑOTSR =

=

107

4. CONTROL DE CORRIENTES ARMONICAS.


Rama Industrial: Papelero

Productos Principales:Papelhigiénico

Régimen de operación ContinuoDías por Semana: 6Número de turnos: 3Tarifa: H - SLRegión: Sur

INTRODUCCIÓN.

Habiéndose registrado una serie de fallas en las tarjetas de control de los equiposinversores de frecuencia, utilizados para variar la velocidad en diversos motoresprincipalmente de las máquinas de papel, atribuyendo originalmente el problema aposibles sobretensiones en el sistema de distribución eléctrica de la fábrica. Se realizó unanálisis del perfil estadístico de los cargos principales que conforman las facturacionesefectuadas por Comisión Federal de Electricidad (CFE), con la que se tiene contratada latarifa H-SL (Tarifa horaria para servicio general en alta tensión, nivel subtransmisión), y serealizaron mediciones en las subestaciones principales en condiciones normales deoperación, detectando que dichas variaciones se debían a la presencia de corrientesarmónicas, así como a la existencia de bancos de capacitores operando con capacidadesque propician problemas de resonancia. Por lo que se procedió a identificar lassubestaciones que presentaran problemas por alto contenido de armónicas y aquellas enque sólo fuera necesaria la corrección del factor de potencia; determinando los equiposnecesarios a instalar para solucionar los problemas existentes por la presencia decorrientes armónicas y bajo factor de potencia, que cubran los requisitos exigidos parauna operación optima y eficiente.

OBJETIVOS

• Eliminar la penalización por bajo factor de potencia en las facturas de CFE.

• Reducir las perdidas por corrientes reactivas y armónicas en las instalaciones ytransformadores.

• Evitar daños a equipos sensibles a las distorsiones armónicas de corriente y devoltaje, existentes actualmente en el sistema de distribución eléctrica de la fábrica.

• Regular el voltaje a niveles óptimos en los equipos de control y motores, al evitar laposible resonancia de capacitares con frecuencias armónicas.

108



Se realizó un levantamiento de datos de placa de cada una de las subestaciones y seprocedió a realizar medición de cargas eléctricas en interruptores principales, a fin dedeterminar los contenidos de armónicas y los perfiles de operación en las subestacionesprincipales de la fábrica, en base a las cuales se pudo determinar que sólo tressubestaciones presentaban altos contenidos de corrientes armónicas y que en lassubestaciones restantes sólo se tenían problemas por bajo factor de potencia; lassubestaciones que presentaron mayor contenido de armónicas fueron:

• Pastas 2.• Máquina 1.• Máquina 2.

En base a lo anterior y al levantamiento de bancos de capacitores que se teníaninstalados al momento de realizar el estudio, se recomendó instalar filtros de absorción decorrientes armónicas en las tres subestaciones mencionadas y reubicar los bancos decapacitores que se tenían asociados a estas subestaciones, a otras que no presentaraneste tipo de problemas. Cabe señalar, que algunos bancos de capacitores presentabanfactores de utilización menores al 60 %, por lo que se propuso sacarlos de operación, yaque su vida útil es reducida y por tanto no es rentable la inversión por reubicarlos .

Alcances del proyecto.

Cabe señalar que el suministro de equipos y materiales necesarios para su instalación,así como la supervisión e instalación de los equipos en sitio debe desarrollarse encompleta coordinación con el personal de la fábrica, respetando las limitacionesimpuestas por sus programas de producción

Descripción de equipos instalados:

♦ PASTAS 2: Filtro de Absorción de Corrientes Armónicas para filtrado de 5ª y 11ªarmónicas, de operación automática, de 360 KVAR, 480 V trifásico, marca COPOSA.

♦ MAQUINA 1: Filtro de Absorción de Corrientes Armónicas para filtrado de 5ª y 11ªarmónicas, de operación automática, de 300 KVAR, 480 V trifásico, marca COPOSA.

♦ MAQUINA 2: Filtro de Absorción de Corrientes Armónicas para filtrado de 5ª y 7ªarmónicas, de operación automática, de 300 kVAR, 480 V trifásico, marca COPOSA.

♦ 16 Bancos de capacitores con capacidad total de 705 KVAR a 480 V, marcaCOPOSA, serie SAB; los cuales se distribuyeron en las diferentes subestaciones de lafábrica.

109

Los filtros cuentan con capacitores de potencia trifásicos y reactores de sintonizacióntrifásicos con núcleo de hierro; contactares magnéticos tripolares adecuados para elmanejo de cargas capacitivas; interruptor termomagnético de 25 KA para proteccióngeneral del conjunto; medidor digital de parámetros eléctricos tipo panel para medición decorrientes por fase y corriente eficaz total del filtro; controlador de energía reactiva conindicador digital de factor de potencia y rotación completa de los pasos; fusibles depotencia para protección individual, trifásica, de cada uno; protección contra sobrecorriente, sobrecalentamiento y corto circuito.

Con objeto de proteger al sistema eléctrico en caso de que la carga del transformadorsalga de operación súbitamente, se suministra un transformador de corriente para uncircuito de control con temporizador y relevador de corriente a fin de desenergizarinstantáneamente el filtro bajo esta situación y reconectarlo automáticamente alrestablecerse la carga.

Los filtros de absorción de corriente armónicas, llevan cuatro tipos de protecciones:

a) Térmica, en los reactores.b) Sobre corriente, en el filtro.c) Sobre tensión, en las barras de acometida al mismo.d) Permisivo de operación.

Algunos de los beneficios que conlleva haber instalado los filtros de absorción decorrientes armónicas y bancos de capacitores en las diferentes subestaciones con quecuenta la fábrica, son los de simplificar algunas maniobras de operación, además delrespectivo ahorro de energía y económico.

FILTROS DE ABSORCIONINSTALADOS



110

A continuación se calculan los beneficios por:

• Eliminar la penalización por buen factor de potencia.

• Reducción de pérdidas de energía por corriente fundamental.

• Reducción de pérdidas de energía por control de armónicas.

• Beneficios de difícil cuantificación: entre los cuales podemos mencionar la reducción enlos daños en tarjetas de control y equipo electrónico por corrientes armónicas, lo cualrepercute en una menor interrupción en la producción.

Para efectos de cálculo de ahorros energéticos y económicos se tomaron como base loscostos de energía aplicables para el mes de octubre del 2003 y los valores facturados en esemismo mes, debido a que se encuentran dentro de los valores promedio de operación de lafábrica, teniendo de esta manera consumos y demandas típicas para las dos temporadasdel año (invierno y verano), presentando en la tabla 4.8 los parámetros eléctricosfacturados.

TABLA 4.8: DATOS DE FACTURACIÓN.

FACTURACION MENSUALDemanda Consumo Costo de Importe

ConceptokW kWh la energía total

Periodo de base 3,929 889,469 $ 0.418 $ 371,798.04Periodo intermedio 3,901 1,478,139 $ 0.459 $ 678,909.24Periodo de punta 3,810 288,314 $ 1.299 $ 374,548.72Consumo total 2,655,922 $ 1,425,256.00Demanda facturable 3,842 $ 86.580 $ 332,640.36Importe total por consumoy demanda $ 1,757,896.36

Potencia reactiva (kVARh) 2,235,940Factor de potencia 76.50Bonificación o penalizaciónpor factor de potencia 10.588% 10.600% $ 186,337.01

Cargo por DAPImporte total sin IVA $ 1,944,233.38

Costo unitario ($/kWh): $ 0.73

Eliminar la penalización por bajo factor de potencia.

Por subir el factor de potencia del 76.5 % al 90 %:

Cargo mensual por demanda y consumo de energía (sin IVA) = $ 995,935Porcentaje de penalización, previo a la conexión de filtros y capacitores, por bajo factor depotencia:

111

%588.10100*15.76

9053100*1

..90

53(%) =

−=

−=

PFónPenalizaci

Redondeo aplicado por CFE: 10.6 %.Monto de la penalización: (10.6 / 100) x $ 1’757,896.36 = $ 186,337 / mes.

Beneficio económico anual por buen factor de potencia:

$ 186,337 / mes x 12 meses = $ 2’236,044 al año.

Reducción de pérdidas de energía por corriente fundamental.

Los problemas comunes que se presentan cuando se tiene un bajo factor de potenciason:

• Aumentan las pérdidas por efecto Joule (I2 R) que se manifiestan por la liberación decalor en los componentes del sistema eléctrico (cables, bobinados detransformadores,...).

• Caídas de voltaje

• Saturación de transformadores (depreciación acelerada)

En este aspecto, se identificó que algunos interruptores de corriente directa conectados alas subestaciones con problemas de armónicas, junto con sus alimentadores,presentaban sobrecalentamientos.

Para una potencia constante, la cantidad de corriente de la red se incrementará en lamedida que el factor de potencia disminuya.

En nuestro caso, por la relación entre corrientes activa y reactiva para un factor depotencia del 76.5 %, la corriente consumida es 1.1765 veces mayor que la que seconsumiría con un factor de potencia del 90 %, lo que significa que las pérdidas porcalentamiento (I2 R) se incrementan en:

( ) [ ] VECES.1.3841.1765%76.5

%90IPERDIDAS 22 ==

=R

Suponiendo que las pérdidas de diseño en el sistema son del 5 %, la reducción depérdidas al corregir el factor de potencia es de:

%.3.613%1.384

%5PERDIDASDEREDUCCION2

=

=

112

Por lo que su reducción representa:

[ ] %387.1%3.613-%5DE% ==AHORRO

Porcentaje aplicable como ahorro económico correspondiente en la facturación deelectricidad.

Por reducción de pérdidas de energía eléctrica al año:

Si aplicamos este porcentaje de ahorro a los datos de facturación mensual de consumo ydemanda de la Tabla 4.8, tenemos una reducción en:

Consumo eléctrico: 1.387 % x 2’655,922 kWh / mes x 12 meses = 442,052 kWh /año

Demanda eléctrica: 1.387 % x 3,842 KW = 53.3 KW

Ahorro económico:

1.387 % x $ 1’425,256 / mes x 12 meses / año = $ 237,220 / año.

1.387 % x $ 332,640.36 / mes x 12 meses / año = $ 55,365 / año.

Beneficio económico total: $ 292,585 al año.

Nota : Los beneficios adicionales por este aspecto se ven reflejados en el aumento en lavida útil del sistema, la liberación de capacidad (KVA s) y una reducción de las caídas devoltaje.

Reducción de pérdidas de energía por control de armónicas.

El consumo de energía eléctrica en ocasiones presenta cargas intensas intermitentes,transitorios eléctricos fuertes por arranque de equipo y operación de equipo eléctrico depotencia, como lo son los convertidores de frecuencia, lo que genera perturbaciones en elsuministro y por consecuencia ocasiona problemas tanto a los propios consumidorescomo a la empresa que suministra la energía, por lo que CFE en su especificación L0000-45 permite una Distorsión Total de Armónicas (THD) máxima del 5 % en voltaje y del10 % en corriente.

Los efectos nocivos producidos por la presencia de armónicas dependen de la intensidadrelativa de las fuentes emisoras y puede resumirse en:

1. Problemas de funcionamiento y fallas en dispositivos electrónicos de control ypotencia, así como en equipo de cómputo y comunicaciones

2. Sobrecalentamiento de los equipos eléctricos (motores, transformadores, etc.) ydel cableado de potencia, con la disminución consecuente de la vida útil de losmismos y un incremento considerable de pérdidas de energía en forma de calor.

3. Fallas en capacitores de potencia.

4. Fuerza contra-electromotriz de secuencia negativa (principalmente la 5a.Armónica).

113

5. Caídas de voltaje en transformadores y alimentadores.

6. Efectos de resonancia que amplifican los efectos mencionados con anterioridad,con fuerte posibilidad de provocar incidentes eléctricos, mal funcionamiento y fallasdestructivas de equipos de potencia.

Es de especial interés considerar, que así como las cargas inductivas generan potencia(reactiva) que no produce trabajo, de igual manera los equipos generadores de corrientesarmónicas originan un desplazamiento en el factor de potencia ocasionando que segenere una distorsión en la potencia que se traduce en la saturación de los equiposeléctricos, ya que provoca incrementos en las pérdidas de energía internas ocasionandoconsumos adicionales de energía eléctrica y por consiguiente, aumento en lasfacturaciones de la compañía suministradora; aunado a esto, la reducción de vida útil deequipos y alimentadores. Los transformadores están diseñados para operar a tensión yfrecuencia nominal, el flujo de corrientes armónicas provoca sobrecalentamientos por:

• Incremento de pérdidas por histéresis del núcleo.

• Incremento de corrientes parásitas en los devanados.

Para resolver los problemas relacionados con corrientes armónicas se aplican medidascorrectivas, como instalar Filtros de Absorción, los cuales están compuestos por reactoresconectado en serie con los capacitores, sintonizados a las frecuencias armónicas mássignificativas existentes en el sistema. El diseño, tanto de capacitores como de reactores,deben permitir el paso de la energía de cada armónica que fluye por el sistema, ya que alpresentar una impedancia mínima para la armónica a la cual se ha sintonizado, secomportan como un sumidero de energía que puede fallar sino se dimensionacorrectamente; con ellos la circulación de armónicas en el sistema eléctrico se reduce almáximo. Al realizar las mediciones iniciales, de los parámetros eléctricos en lostransformadores, donde se van a instalar los filtros de armónicas se encontró lo siguiente:

Cálculo de pérdidas evitadas:

La verificación de resultados se llevo a cabo realizando mediciones anteriores yposteriores a la instalación de los filtros de absorción de corrientes armónicas y de bancosde capacitores propuestos, en las cuales se pudo apreciar una reducción en el contenidode corrientes armónicas y un incremento en el factor de potencia lo que conlleva sin dudaa una operación más holgada del sistema de distribución de energía eléctrica. Alconfrontar estas mediciones, ver la tabla 4.9, se detecto que los filtros de absorción dearmónicas instalados están propiciando ahorros de energía del orden del 6 % del total dela energía consumida en los transformadores compensados con dichos filtros, este efectose debe a la atenuación de la distorsión armónica de la onda de corriente de lostransformadores de Pastas 1, Máquina 1 y Máquina 2.

115

Cabe señalar que se realizo una evaluación de optimización de los beneficios por obtenerdebido a la ubicación de los filtros de absorción de corrientes armónicas y la inversiónrequerida para llevar a cabo la medida, ya que por un lado entre más cerca de las cargasgeneradoras de armónicas se realice la corrección, mayormente se reducen las perdidasal minimizar la dispersión de estas distorsiones por el resto de la instalación; y por el otro,el incremento en la inversión que representa adquirir mayor número de filtros de absorciónde menor capacidad que en conjunto nos proporcionen la misma cantidad de potenciareactiva requerida inicial provocando que disminuya el contenido de armónicas en losdemás transformadores. La decisión de dónde instalar los filtros de absorción dearmónicas tiene muchas alternativas y depende de la inversión y beneficios obtenidos.

Considerando que la demanda total para los tres transformadores, donde serán instaladoslos filtros, es de 2,229 kW y que una vez instalados los filtros de armónicas la demanda seredujo a 2,111 kW, tenemos un ahorro en demanda de 118 kW que representan el 5.3 %de la demanda de dichos transformadores. Este ahorro en demanda de 118 kW incluyeel ahorro proporcional por corriente fundamental al mejorar el factor de potencia de 76.5% a 85.3 %, lo que representa el 0.877 % de ahorro; por lo que al porcentaje de ahorroobtenido en nuestra hoja de cálculo le restaremos este porcentaje.

Para evaluar los beneficios por corrientes armónicas

Porcentaje de pérdidas promedio actuales: 11.3 %

Porcentaje de perdidas al instalar el filtro: 5.3 %

Reducción de pérdidas totales (por corriente fundamental y armónicas) :

11.3 % - 5.3 % = 6.0 %

El porcentaje aplicable como ahorro al reducir las pérdidas por corriente fundamental, alpasar de un factor de potencia de 76.5% a 85.3 %, es de 0.88 %, por lo que el porcentajede reducción de pérdidas por corrientes armónicas es de:

Reducción de pérdidas: 6.0 % - 0.88 % = 5.12 %.

Por lo que la reducción en demanda total por el control de corrientes armónicas paraestos tres transformadores es de:

2,229 kW x 5.12 % = 114 kW.

Esta reducción en demanda representa un porcentaje total de ahorro en la facturación deelectricidad de:

% de ahorro en facturación = (114 kW / 3,842 KW ) x 100 = 2.97 %

El ahorro en consumo es de:

2.97 % x 2’655,922 kWh / mes x 12 meses = 946,571 kWh /año

116

Beneficio económico por consumo:

2.97 % x $ 1’425,256 / mes x 12 meses / año = $ 507,961 / año.

Beneficio económico por reducción de la demanda:

2.97 % x $ 332,640.36 / mes x 12 meses / año = $ 118,553 / año.

Beneficio económico total: $ 626,514 al año.

BENEFICIOS.

Ahorro de energía:

• Reducción de la demanda: 167.3 KW• Reducción en el consumo de energía: 1’388,623 kWh al año.

Beneficios económicos por:

• Eliminar la penalización por buen factor de potencia: $ 2’236,044.

• Reducción de pérdidas de energía por corriente fundamental: $ 292,585.

• Reducción de pérdidas de energía por control de armónicas: $ 626,514.

Beneficio económico total del proyecto: $ 3’155,143 al año.

INVERSION NETA:

El suministro de los filtros de absorción y bancos de capacitares, así como el materialeléctrico y accesorios de protección, más la supervisión de la instalación, requieren deuna inversión de $ 1’728,000.

RENTABILIDAD.

El tiempo que la empresa tardará en recuperar la inversión anterior, considerandoúnicamente los beneficios por eliminar la penalización en la facturación de CFE durante elprimer año posterior a su implantación es de:

.3.912*044,236'2

1'728,00012*)( mesesBeneficioInversiónmesesTSR =

=

=

Si se consideran los beneficios totales por la implantación de esta medida, el tiempo derecuperación de la inversión se reduce a:

)7(55.0/143,3'155$

000,728'1$ MesesAÑOSAÑOTSR =

=

117

Notas :

• Los equipos son respaldados por la garantía del fabricante, que es de 5 años paracapacitores y reactores; 2 años para el resto de los componentes.

• Es recomendable implantar un programa de revisión trimestral de capacitores,midiendo la corriente y voltaje por fase que demandan cada una de las unidades.Verificar contra: √3 * V op.* Iprom y su capacidad efectiva.

• En la evaluación de la medida no se han contemplado los beneficios por degradaciónde los componentes (equipos de computo, motores, transformadores, capacitores, etc.)del sistema sometido a flujos de armónicas, ni el ahorro por la prolongación de la vidaútil de los equipos y por los daños evitados, los cuales podrían estimarse en base a lasestadísticas de falla y de reemplazos, con lo que se tendría la información para evaluarel beneficio total de la inversión realizada.

• Algunos de los beneficios adicionales que conlleva este proyecto son:

• Reducción de costos de mantenimiento.

• Incremento de volumen y calidad de producción.

RECOMENDACIONES:

• Sólo personal calificado, familiarizado con la operación de los filtros de absorción decorrientes armónicas, podrá realizar los trabajos de inspección y mantenimiento, yaque de esto dependa la operación satisfactoria de los equipos y de sus accesorios.

• Los filtros de absorción de corrientes armónicas han sido diseñados para sercontrolados por señales de entrada de control que permiten la entrada y salida de cadauno de los pasos, por lo que no se recomienda realizar la conexión y desconexión deestos pasos de manera manual.

• Realizar periódicamente limpieza a los equipos procurando que la ventilación sea laadecuada.

• Precaución: Las tensiones peligrosas en el equipo eléctrico pueden provocar unalesión severa o la muerte. Inspeccione y realice el mantenimiento preventivo,únicamente en equipos que han sido desconectados de la red y aisladoseléctricamente, de tal forma que no se pueda hacer contacto accidental con las partesenergizadas.

118

5. MOTORES DE ALTA EFICIENCIA.

INFORMACION GENERAL.Rama Industrial: HarineraProductos Principales: Harina de trigoRégimen de operación ContinuoDías por Semana: 6Número de turnos: 3Tarifa: H - MRegión: Sur

INTRODUCCIÓN.

A pesar de que la mayor parte del consumo de la energía eléctrica de esta planta sedebe al funcionamiento de los motores eléctricos, que accionan las diferentes maquinasque la conforman como son: molinos, turbinas, bandas transportadoras, etc., seencontraron motores con más de 20 años de servicio, los cuales ya cuentan con variosrebobinados, ocasionando que operen con baja eficiencia.

Según nos manifestó el personal de mantenimiento de la planta, recientemente se hantenido paros imprevistos en la producción debido a fallas en algunos motores asociadosdirectamente al proceso productivo, por lo que son buenos candidatos a serreemplazados por motores de alta eficiencia. Los motores de alta eficiencia han sidodiseñados para eliminar en la medida de lo posible las deficiencias encontradas en unmotor de eficiencia estándar.

MOTOR DE ALTA EFICIENCIAMOTOR DE ALTA EFICIENCIAMOTOR DE ALTA EFICIENCIA

119

OBJETIVOS

• Sustituir algunos de los motores estándar por motores de alta eficiencia en el áreade Molinos, Preparación y Limpia, a fin de reducir los costos en el sistema de fuerzaque permitan un mejor aprovechamiento de la energía eléctrica con susconsecuentes beneficios económicos.



Alcances:

• Suministrar nueve Motores de alta eficiencia con capacidad total de 420 HP

• Supervisión, administración del proyecto, entrega de equipos y determinación deresultados.

Metodología:

Para la selección de motores de alta eficiencia se consideran 4 factores importantes.

• Diferencial de voltaje.

• Porcentaje de desbalanceo.

• Número de rebobinados.

• Horas de operación.

A continuación se muestra, a manera de ejemplo, la metodología de cálculo del FIDE parala evaluación de uno de los motores de la turbina del Molino 1. Los resultados para elresto de los motores evaluados se anexan en la tabla 4.10, en la cual se realizó unaselección basada en su tiempo simple de recuperación.

Ejemplo:

Datos de placa del motor:

Marca: REMSAPotencia: 44.7 KW (60 HP)Tensión: 440 voltsCorriente: 78 AmperesVelocidad: 1775 r.p.m.

120

Datos de operación:

Potencia real: 42 KW (56.3 HP)Tensión por fase: VA-B = 496 V; VA-C = 498 V; VB-C = 494 V; VPROMEDIO = 496 V;Corriente por fase: IA = 59 Amp; IB = 57 Amp; IC = 61 Amp;% CARGA = 86 %

Metodología de cálculo:

1) Se calcula la diferencia de voltaje:

100*1

−=∆

placa

med

VVV

Donde:

∆V= Diferencia de voltaje, en %Vmed = Voltaje medido, en voltsVplaca = Voltaje de placa, en volts

%73.12100*1440496

=

−=∆V

2) Se calcula el desbalanceo de voltaje:

100XpromedioVoltaje

promedio) valoral(respecto voltajededesviaciónMáx.

=DV

)(%0.4100X

Volts498Volts498-Volts496

=

=DV

3) Se determina la eficiencia teórica de operación del motor estándar, mediante la tabla4.11, en caso de que no se incluya en los datos de placa del motor, que en este casoes de 91.5 %.

121

TABLA 4.11 EFICIENCIA PROMEDIO DE MOTORES ESTANDAR A 1800 RPM, 460 V.

MOTORHP 25 % CARGA 50 % CARGA 75 % CARGA 100 % CARGA7.5 72.25 84.80 86.25 85.3810 80.30 85.70 87.03 86.0415 79.95 85.83 87.35 87.0020 82.40 86.73 88.48 88.6025 82.80 88.65 89.43 88.6430 84.55 89.30 90.28 89.6040 83.75 88.38 90.13 90.4850 85.95 87.85 91.40 91.2460 84.20 90.53 91.40 91.6675 85.65 90.90 92.08 92.08

100 84.50 91.13 92.05 92.22125 83.70 91.13 92.35 92.72150 85.90 92.05 93.30 93.20200 89.40 93.20 94.43 94.26

EFICIENCIA (%)

4) Se calcula el ajuste en la eficiencia en función de la diferencia de voltaje (FA∆V) y porel desbalanceo de voltaje (FADV).

( )[ [ ]] 0009.0)(334.107.0 −∆−∆=∆ VVFA V

( )[ ( )]][ )(0073.00113.01 DVDVFADV +−=

Donde:

FA∆V = Factor de Ajuste por diferencia de voltaje.∆V = Diferencia de Voltaje.FADV = Factor de Ajuste por desbalanceo de voltaje.DV = Desbalanceo de voltaje.

( )[ [ ]] 0134.00009.0)1273.0(334.107.01273.0 −=−−=∆FA V

( )[ ( )]][ 99995.0)004.0(0073.00113.0004.01 =+−=FADV

5) Según la metodología del FIDE por el tipo y número de rebobinados que se les hanrealizado a los motores se puede perder un máximo del 3 % de eficiencia. En nuestrocaso, debido a que los motores en el mejor de los casos tienen 16 años de operación,estimamos una reducción en la eficiencia del 2.5 % por posibles rebobinadosrealizados (que según el personal estima de por lo menos 4), ya que no se cuenta conbitácoras que den información precisa de el numero de reparaciones mayoresrealizados a dichos motores.

122

6) Se calcula la eficiencia real del motor actual, considerando los factores de ajuste porrebobinado, por diferencia de voltaje y por desbalanceo de voltaje:

[ ] DVVREBOBINADO FAXFA-FA- ∆= NOMREALEfEf

Donde:

efreal = Eficiencia realefnom = Eficiencia nominalFAreem = Factor de ajuste por RebobinadoFA∆V = Factor de ajuste por Diferencia de VoltajeFADV = Factor de ajuste por Desbalanceo de Voltaje

[ ] %90.340.99995X(-0.0134)-0.025-0.915 ==Ef REAL

7) Se determina la potencia entregada:

EfXPP REALDEMANDADAENTREGADA =

HP50.9kW37.940.9034XkW42 ===ENTREGADAP

8) En base a esta potencia y considerando que lo ideal es que un motor trabaje al 75 %de su carga nominal, se calcula la potencia adecuada del motor de alta eficiencia.

75.0PENTREGADA

ADECUADAP =

HPkWkW

ADECUADAP 9.676.5075.0

94.37 ===

En este caso se recomienda que el motor nuevo sea de 60 HP, quedando de la mismacapacidad del anterior.

9) Se calcula el porcentaje de carga del nuevo motor:

PP

MOTORNUEVO

ENTREGADACARGADE% =

%84.8HP60HP50.9CARGADE% ==

123

10) Se determina la eficiencia del motor de alta eficiencia, utilizando la tabla del anexo4.12 y ajustándola por el porcentaje de carga, el valor obtenido en este caso es de95.43 % y se ajusta de acuerdo al factor de variación de voltaje:

[ ] 100XFA- V∆−= AJUSTADAMOTORNUEVO

EfEf

[ ] %96.77100X(-0.0134)-0.9543 ==−

Ef MOTORNUEVO

TABLA 4.12 EFICIENCIA PROMEDIO DE MOTORES DE ALTA EFICIENCIA A 1800 RPM, 460 V.

11) Se calcula la potencia demandada por el motor de alta eficiencia:

EfP

AJUSTADA

ENTREGADA=−P MOTORNUEVO

Donde:EFAJUSTADA = Eficiencia ajustada al nuevo porcentaje de carga

kWP MOTORNUEVO 2.390.9677

kW37.94==

−

12) Finalmente se procede a calcular los ahorros por demanda y consumo utilizando lashoras promedio de operación al año de 6480, al descontar los tiempos muertos pormantenimiento y requerimientos de producción estimados por el personal de la planta.

MOTORHP 25 % CARGA 50 % CARGA 75 % CARGA 100 % CARGA7.5 85.40 90.70 91.50 91.0010 88.20 91.90 92.10 91.0015 89.80 92.80 93.10 92.6020 88.50 92.70 93.10 93.0025 90.80 94.00 94.30 93.8030 91.60 94.20 94.30 93.8040 90.90 94.10 94.50 94.2050 93.00 94.90 95.00 94.5060 93.00 95.00 95.40 94.5075 93.00 95.10 95.30 95.00

100 93.00 95.30 95.80 95.10125 96.10 96.00 95.20150 96.00 96.50 95.60200 96.40 96.50 95.80

EFICIENCIA (%)

124

[ ]- PP MOTORNVO.DEM.ACTUALDEM.demandaenAhorro =

Donde:

PDEM ACTUAL = Potencia demanda del motor actual, en kWPDEM NVO MOT = Potencia demanda del motor de alta eficiencia, en kW

[ ]kW2.8kW39.2-kW42demandaenAhorro ==

Ahorro en consumo = Ahorro en demanda X hrs. de operación al añoAhorro en consumo = 2.8 KW X 6480 hrs. /año = 18,144 kWh

13) Se procede a calcular el beneficio económico anual considerando un costo unitarioponderado de la planta de $ 0.754 / kWh:

Ahorro económico anual = Ahorro en consumo X Costo unitario ponderado.

Ahorro económico anual = 18,144 kWh X 0.754 $/ kWh = $ 13,681 al año.

Cabe Señalar que los motores de alta eficiencia tienen un sobre precio de entre el 15 y el30 % con respecto a los motores de eficiencia estándar, lo que en ocasiones es un factordeterminante en la decisión de qué tipo de motor adquirir. Para lo cual el Fideicomisopara el Ahorro de Energía Eléctrica (FIDE) promueve créditos para la realización total oparcial del proyecto; aunado a lo anterior otorga incentivos para abatir aproximadamentela mitad del sobre precio entre ambos motores. En la tabla 4.13 se presentan losincentivos otorgados para motores de alta eficiencia.

TABLA 4.13: INCENTIVOS OTORGADOS POR EL FIDE PARA MOTORES DE ALTA EFICIENCIA

HP CON SELLO FIDE NOM – 016 A.E.

1 a 3 $ 350 por unidad

5 a 500 $ 85 por HP

1 a 500 $ 20 por HP

Inversión y TSR:

Para el ejemplo anterior la inversión bruta requerida para adquirir un motor de altaeficiencia es de $ 41,600, del cual podemos deducir el importe otorgado por incentivos del

125

FIDE, en base a la tabla anterior, de $ 5,100 se obtiene una inversión neta de $ 36,500para la cual se tiene un Tiempo Simple de Recuperación de la inversión (TSR) de:

TSR = $ 36,500 / $ 13,681 = 2.66 años (32 meses)

BENEFICIOS.

Los beneficios a obtener por la implantación de esta medida se presentan en la Tabla4.10, en la cual se automatizó la metodología descrita anteriormente, para siete motoresque según su tiempo simple de recuperación de su inversión neta (inversión menosincentivos FIDE) se identificaron más recomendables para sustituirlos por motores de altaeficiencia, en lugar de los estándar con que se cuenta actualmente.

Para los siete motores considerados se tiene una reducción de potencia de 16.3 KW yuna reducción de consumo anual de 105,624 kWh / año, de lo cual se obtiene:

Beneficio económico por reducción en la demanda:

16.3 kW X $ 87.41 / kW X 6,480 hrs. / año = $17,097 / año.

Beneficio económico por reducción de consumo:

105,624 kWh / año X $ 0.5819 / kWh = $ 61,463 / año.

INVERSION:

La inversión Bruta por la adquisición de motores eficientes es de $ 263,134.

De lo anterior podemos deducir el importe que otorga el Fideicomiso para el ahorro deenergía eléctrica (FIDE) de $ 34,425 por la adquisición de motores eficientes con el selloFIDE en los rangos de 5 a 500 HP.

Inversión Neta: $ 263,134 – 34,425 = $ 228,709

RENTABILIDAD.


)35_(91.2/560,78$709,228$ MesesAÑOS

AÑOTSR =

=

127

OBSERVACIONES:

1. La metodología utilizada para la evaluación de la sustitución de motores eléctricosestándar por motores de alta eficiencia fue proporcionada por el FIDE.

2. Conviene seleccionar los motores de acuerdo a su T.S.R. individual y a un tiempoanual de utilización, los fabricantes de motores eficientes recomiendan que lasustitución se realice bajo el criterio de tomar aquellos motores que operen mas de6,000 hrs. al año.

3. En el cálculo se consideraron los tiempos de operación obtenidos por información realde operación y descontando además los tiempos muertos; sin embargo, la operaciónde algunos motores presentados en la tabla quizá sea menor u operen en formaintermitente.

Acciones concretas, para el uso eficiente de la energía eléctrica en motores eléctricos:

a) Adecuar los motores a la potencia necesaria, de forma que trabajen en puntoscercanos al de máximo rendimiento.

b) Utilización de variadores de velocidad en aplicaciones de par variable, como sonbombas y ventiladores.

c) Emplear motores síncronos en vez de inducción cuando las características depotencia, factor de potencia y eficiencia los justifiquen.

d) Sustituir en la medida de lo posible los motores de inducción antiguos por motores dealta eficiencia.

e) Procurar que el voltaje de alimentación de los motores sea lo más cercano al voltajenominal de placa.

f) Compensar la energía reactiva demandada y en su caso el control de corrientesarmónicas presentes en los motores de corriente alterna, especialmente aquellos demayor capacidad y/o con mayor número de horas de funcionamiento.

g) Revisión periódica de temperatura y lubricación de cojinetes, principalmente en losmotores grandes, a fin de minimizar las pérdidas.

h) Medir y evaluar los rendimientos de los motores a diversas cargas.

i) Llevar un registro histórico de las averías y reparaciones realizadas a cada motor yretirar aquellos que no estén ya en servicio.

j) Evitar que los motores funcionen en vacío.

k) Arrancar los motores, siempre que sea factible, con la mínima carga y a voltajereducido.

l) Medir el consumo eléctrico de todos los motores, analizarlos y corregirlos.

128

6. CONTROL DE VELOCIDAD.

INFORMACION GENERAL.Rama Industrial: TextilProductos Principales: Gabardina, mezclillaRégimen de operación ContinuoDías por Semana: 6Número de turnos: 3Tarifa: H - MRegión: Sur

INTRODUCCIÓN.

En el área de acabado, se tienen dos ramas Famatex, una trabaja a base de gas LP y laotra con aceite térmico; esta rama sólo difiere de la primera en el fluido calefactor, el cualcircula por medio de serpentines, que calientan el aire removido por los ventiladores.

Estas ramas se encargan de dar eltexturizado final a las telas, así porejemplo una tela puede ser másrígida (lonas, mezclillas) y otras mássuaves (gabardinas). Estasmáquinas están dotadas con docemotores que operan una serie deventiladores colocados en la partesuperior e inferior de la línea detransportación de la tela. El flujo estaregulado a base de compuertas, lascuales son operadas manualmentedependiendo del tipo de tela queestén trabajando, ya que en base aesto se varía la temperatura. Cabe

señalar que normalmente el porcentaje de apertura de las compuertas varía entre el 20 yel 60 %, por lo que resulta atractivo el control del flujo por medio de un dispositivoelectrónico que optimice la regulación del flujo de aire.

OBJETIVOS

• Realizar el control del flujo de aire de las ramas Famatex por medio de variadoresde velocidad, a fin de que el flujo de aire sea el adecuado para el tipo de tela que seeste procesando y para la carga que se este manejando en ese momento.

• Reducir el consumo de energía en los motores de los ventiladores de las ramasFamatex, al hacer más eficiente el proceso de regulación de aire.

129



Inicialmente se procedió a realizar la toma de lecturas de los datos de placa de cada unode los doce motores asociados a cada rama, observando que todos los motores tenían lasmismas especificaciones, por lo que los datos se presentan en la tabla 4.14, de lasiguiente manera:

TABLA 4.14: DATOS DE PLACA DE LOS MOTORES DE LOS VENTILADORES.

DATOS DE PLACA CAPACIDADAPLICACION CANTIDAD HP VOLTS AMPERES r.p.m. TOTAL

NOM. HP

RAMA FAMATEXDE ACEITETERMICO

12 10 440 15.5 1440 120

RAMA FAMATEXDE GAS 12 10 440 15.5 1440 120

Posteriormente se procedió a realizar mediciones de los parámetros eléctricos, en cadauna de las dos líneas de alimentación con las que cuenta cada rama, fin de determinar lascondiciones iniciales de operación de cada una de éstas. Una de las líneas alimenta losseis motores de los ventiladores de la parte superior y la otra línea alimenta los motoresde los ventiladores de la parte inferior. En la tabla 4.15 se presentan los parámetroseléctricos obtenidos.

TABLA 4.15: CONDICIONES INICIALES DE OPERACIÓN.

EQUIPOS KW F.P. HORAS DE KWH FACTURACION ($ / AÑO)(%) OPERACIÓN AL AÑO SIN IVA CON IVA

RAMA DE GAS VENT.SUPERIORES.

42.1 92 7,776 327,370 237,670 273,321

RAMA DE GAS VENT.INFERIORES.

41.5 91 7,776 322,704 234,283 269,426

RAMA DE ACEITETERMICO VENT.SUPERIORES.

46.3 92 7,776 360,029 261,381 300,588

RAMA DE ACEITETERMICO VENT.INFERIORES.

35.2 86 7,776 273,715 198,717 228,525

TOTAL 165.1 94 1,283,818 932,052 1,071,859

130

A continuación se muestra la metodología de evaluación para determinar los beneficiosobtenidos al instalar variadores de velocidad, presentando como ejemplo el grupo demotores de los ventiladores de la parte superior de la rama de gas LP.

1) Se calcula la Demanda Real:

1.421000

)92.0*3.61*431(31000

..**3===

pfIrealVrealkWREAL

2) Se calcula el Factor de utilización:

%94.2100*KW44.7KW42.1100*(%) =

==

PLACA

REAL

kWkWfu

3) Considerando el porcentaje de apertura de las compuertas de los ventiladores y enbase a las curvas teóricas de potencia para control de flujo en ventiladores, obtenidasa partir de las leyes de afinidad que se muestran a continuación, se obtiene elporcentaje de ahorro en demanda para el motor en cuestión.

Leyes de afinidad:

BHP11/3

BHP21/3

H11/2

22/1

.. 1... 2

Q1

Q2 ==

=

HMPRMPR

Donde:Q Flujor.p.m. Velocidad del equipoH CargaBHP Potencia al freno

Primeramente se busca para el porcentaje de flujo utilizado, el porcentaje teórico depotencia que se tiene utilizando compuertas, ya sea en la admisión o en la descarga, y elque se tendría con un control de velocidad, a fin de obtener el porcentaje de ahorro de lasiguiente manera:

100*compuertasconpotencia%

velocidaddecontrolconpotencia%-compuertasconpotencia%ahorrode%

=

En el caso ejemplificado se tiene un porcentaje de flujo utilizado del 60 % para el cual seobtiene un porcentaje de potencia con compuertas en la descarga del 87.5 % y concontrol de velocidad del 24 %, obteniéndose un porcentaje de ahorro de:

%72.6100*%87.5

%24-%87.5ahorrode% =

=

131

4) En base al porcentaje de ahorro obtenido, se procede a calcular los ahorros pordemanda y consumo, considerando las horas promedio de operación al mes que sondel orden de 648, descontando los tiempos muertos por mantenimiento yrequerimientos de producción estimados por el personal de la planta.

KW56.30100

KW1.42*%6.72100

*_%=== REAL

MESkWahorroDemandaenAhorro

añoKWh /237,635año /meses12*mes /hrs.648*KW56.30año /meses12**

===

ConsumoenAhorrohoraskWConsumoenAhorro MESAHORRO

5) Posteriormente se calcula el beneficio económico anual considerando un costounitario ponderado de la planta de $ 0.726 / kWh:

año. /172,523$/726.0$*/237,635 == kWhañokWhanualeconomicoAhorro

Inversión y TSR:

Para el ejemplo anterior la inversión neta requerida para adquirir un variador de velocidadde 75 HP y sus accesorios de instalación es de $ 215,970 para la cual se tiene un TiempoSimple de Recuperación de la inversión (TSR) de:

.1512*523,172$970,215$12*

___ Meses

anualeconomicoAhorroNetaInversiónTSR ===

Se procedió a instalar en cada una de estas ramas dos variadores de velocidad, uno de60 HP para controlar los seis ventiladores de la parte inferior de la rama y uno de 75 HPpara controlar los seis ventiladores de la parte superior, se optó por dejar éstos concontrol manual debido a la escasa información que se tiene del control con el quecontaban originalmente las ramas. Para facilitar su operación manual se colocaronpotenciómetros y botones de paro y arranque, además de dejar instalados dosprocesadores y sus respectivos sensores de temperatura con display de lectura, a fin deirse familiarizando con éste tipo de control pensando en la futura automatización,aprovechando su fácil interconexión.

La decisión de controlar un grupo de motores con un solo variador de velocidad, se tomoen base a que todos los motores del grupo presentan similares condiciones de operacióny a que de esta forma se obtiene una reducción considerable en la inversión neta.

132

Descripción de equipos instalados:

• 4 variadores de velocidad de corriente alterna (2 de 60 HP y 2 de 75 HP)Marca: TB Wood’sSerie: WFCPar variableVoltaje de entrada: 460 VoltsCon reactores de líneaGabinete: NEMA 1

• 4 gabinetes metálicos NEMA 1Dimensiones: 1700 X 700 X 500 mm.Lámina cal. 14 a base de soldadura eléctrica por puntosCon interruptor termomagnético y block porta fusibles

• 4 controladores electrónicos digitales con microprocesador (Transductores).Modelo: TC 998Alimentación: 90..240 VACEntradas: Señales normalizadas 4..20 mA; 0..10 V,

De termopares tipo J, K, R, S, TSalidas: Analógica de 4..20 mA; 0..10 V;Dimensiones: Panel frontal 1/16 DIN 48 X 48 mm profundidad de 107 mm

• 4 sensores de temperatura (2 en bomba de aceite térmico y 2 en cada una de laramas Famatex)

Termopares tipo JModelo TCXBulbo de 3/16” X 1 1/4”Rango de operación de 0 a 460 °C, máximo.Con accesorios de instalación:Conector a doble proceso de ½” de acero inoxidableCabeza marina con block sencillo de ½” NPTCable extensión calibre 20 con blindaje de acero inoxidable

Cabe señalar que los ventiladores de la parte superior deben proveer mayor flujo, a fin deque la tela sea presionada hacia abajo, sobre unos rodillos de transportación.

La diferencia del consumo de energía entre las condiciones de operación iniciales yfinales es muy importante y permite una recuperación razonable de la inversión requeridamediante la instalación de los equipos de frecuencia variable, los cuales pueden seroperados con alguna señal en el proceso que regule los requerimientos del proceso.

La verificación de resultados se llevo a cabo realizando mediciones posteriores a lainstalación de los variadores de velocidad, en los dos alimentadores principales de cadauna de las ramas,. Las lecturas obtenidas fueron:

133

TABLA 4.16: CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN.

EQUIPOS KW F.P. HORAS DE KWH FACTURACION ($ / AÑO)(%) OPERACIÓN AL AÑO SIN IVA CON IVA

RAMA DE GAS VENT.SUPERIORES (75 HP)

9.0 98 7,776 70,264 51,012 58,663

RAMA DE GAS VENT.INFERIORES (60 HP)

4.9 98 7,776 38,102 27,662 31,812

RAMA DE ACEITETERMICO VENT.SUPERIORES (75 HP)

10.0 97 7,776 77,760 56,454 64,922

RAMA DE ACEITETERMICO VENT.INFERIORES (60 HP)

7.6 97 7,776 58,709 42,623 49,016

TOTAL 31.5 98 244,835 177,750 204,413

En las cuales se puede apreciar una reducción en la demanda y un incremento en elfactor de potencia lo que conlleva sin duda a una operación más holgada del sistema dedistribución de energía eléctrica.

BENEFICIOS.

TABLA 4.17: BENEFICIOS OBTENIDOS.

Ahorro en Horas Ahorro anual Ahorro AhorroEQUIPOS Demanda Promedio de Energía Anual IVA incluido

( W ) Anuales ( kWh / año ) ($/año) ($/año)

RAMA DE GAS VENT.SUPERIORES (75 HP)

40 7,776 311,538 226,176 260,103

RAMA DE GAS VENT.INFERIORES (60 HP)

30 7,776 230,403 167,272 192,363

RAMA DE ACEITETERMICO VENT.SUPERIORES (75 HP)

51 7,776 398,909 289,608 333,049

RAMA DE ACEITETERMICO VENT.INFERIORES (60 HP)

13 7,776 97,978 71,132 81,801

TOTAL 134 1,038,827 754,188 867,317

Como podemos observar los beneficios obtenidos al instalar los variadores de velocidadresultaron un 30 % mayores que los calculados inicialmente, por lo que el procedimientoteórico nos da una estimación conservadora sin comprometernos demasiado. A losbeneficios anteriores habría que adicionar los derivados de reducir los tiempos muertos alsimplificar algunas maniobras de operación, por ajuste de las compuertas.

134

INVERSION NETA:

El suministro de los variadores de velocidad, así como el material eléctrico y accesoriosde protección, más la supervisión de la instalación, requieren de una inversión de$ 768,200.

RENTABILIDAD.

El tiempo que la empresa tardará en recuperar la inversión anterior es de:

).(13años.1.0212*188,754

768,20012*)( mesesBeneficioInversiónmesesTSR =

=

=

RECOMENDACIONES:

• El variador de velocidad ha sido diseñado para ser controlado por señales de entradade control que arrancarán y pararán el motor. No se recomienda un dispositivo que demanera rutinaria desconecte y vuelva a conectar la alimentación de línea al variadorcon el fin de arrancar y parar el motor.

• Cuando desconecte la carga apague el variador de velocidad antes de restablecer losmotores. El omitir esta instrucción podría resultar en daño al equipo.

• Nunca use capacitores en las terminales del motor, ya que ocasionará daños en lossemiconductores del inversor.

• Realizar periódicamente limpieza a los equipos procurando que la ventilación sea laadecuada.

• La operación satisfactoria de los variadores de velocidad y de sus accesorios dependede la operación y mantenimiento adecuados. El descuido de los requerimientosfundamentales de mantenimiento puede conducir a daños al equipo eléctrico

• Precaución: Las tensiones peligrosas en el equipo eléctrico pueden provocar unalesión severa o la muerte. Inspeccione y realice el mantenimiento preventivo,únicamente en equipos que han sido desconectados de la red y aisladoseléctricamente, de tal forma que no se pueda hacer contacto accidental con las partesenergizadas.

135

EQUIPO DE EFICIENCIA ESTANDAREQUIPO DE EFICIENCIA ESTANDAREQUIPO DE EFICIENCIA ESTANDAR

7. SISTEMAS DE REFRIGERACION Y AIRE ACONDICIONADO.

INFORMACION GENERAL DE LA EMPRESA.

Rama Industrial: Refrigeración y aireacondicionado

Productos Principales: Equipos de refrigeración y aireacondicionado

Régimen de operación ContinuoDías por Semana: 6Número de turnos: 1Tarifa: 3Región: Central

INTRODUCCIÓN.

Por ampliación, una cadena de restaurantes de comida rápida tiene que instalar equiposde aire acondicionado en tres de sus nuevas sucursales, pero para poder tomar ladecisión de si comprar un equipo de alta eficiencia o uno de eficiencia estándar hacen unanálisis de las facturaciones de dos sucursales idénticas, sólo que en una se tieneninstalados equipos de alta eficiencia y en la otra equipos de eficiencia estándar, ambos de

la misma capacidad, encontrando queresultaba más alto el importe defacturación donde se tenían equiposeficientes.

En vista de lo cual, se tomo la decisiónde realizar una revisión más a detalle deambos equipos enfocado a determinarel ahorro energético que representa eluso de equipos de alta eficienciacomparado con uno estándar. Para ellose analizaron dos sucursales conequipos de la misma capacidad quepresentaran en lo posible la mismacarga térmica y tiempo de operación.

• Sucursal 1: Esta sucursal cuenta con tres unidades de aire acondicionado de altaeficiencia y control totalmente automatizado, cada uno con capacidad de 15 Ton.Cada unidad esta asociada a un área en particular del restaurante (cocina, comedory área recreativa).

• Sucursal 2: Esta sucursal cuenta con tres unidades de aire acondicionado deeficiencia estándar de 15 Ton. con control de encendido y apagado. Cada unidadesta asociado a un área en particular del restaurante (cocina, comedor y árearecreativa).

136

En ambas sucursales se tiene contratado el suministro de energía eléctrica, por parte deLuz y fuerza del Centro (LyFC), en tarifa OM (Ordinaria en Media Tensión) por lo que lasvariación en las facturaciones sólo son inherentes a las condiciones de operación de lasucursal ya que se tienen los mismos costos unitarios de energía.

De las tres áreas con que cuenta cada restaurante (cocina, comedor y área recreativa) seopto por monitorear la unidad de aire acondicionado instalado en la cocina, debido a quees el área que presenta menores variaciones de carga térmica por la ubicación de cadasucursal y por la afluencia de personas durante el día.

OBJETIVOS

• Determinar la demanda y consumo eléctrico de un equipo de alta eficiencia ycompararlo con los valores de medición obtenidos en un equipo estándar de la mismacapacidad; en la medida de lo posible con las mismas condiciones de operación, a finde determinar los beneficios que implican la utilización de los equipos de altaeficiencia.



Inicialmente se procedió a realizar una inspección general de las instalaciones eléctricas yde las condiciones generales de operación de los equipos de airea acondicionado. Enbase a lo anterior se obtuvo:

Sucursal 1:

• Las instalaciones eléctricas se encuentran en buenas condiciones.

• El control automático de los equipos de aire acondicionado estaba fuera deoperación, ocasionando que dichos equipos operen a su carga máxima sinimportar la carga térmica que estén manejando.

• Los filtros de las unidades de aire acondicionado se encuentran demasiado sucios,lo que origina una carga adicional en los equipos y muy probablemente unadisminución importante en la calidad del aire manejado.

• Adicionalmente se observó que los ventiladores del condensador, del equipoanalizado, rozaban con las rejillas de protección, lo que origina un incremento enla carga aunado con el incremento del ruido y del desgaste en los componentesdel mismo.

Sucursal 2:

• Las instalaciones eléctricas se encuentran en buenas condiciones.

• Se supervisa el encendido y apagado de las unidades de aire acondicionado,cuidando que salgan de operación cuando la carga térmica disminuye.

137

DEMANDA ELECTRICA

0.0

3.0

6.0

9.0

12.0

15.0

14:0

0:00

21:0

0:00

4:00

:00

11:0

0:00

18:0

0:00

1:00

:00

8:00

:00

15:0

0:00

22:0

0:00

5:00

:00

12:0

0:00

19:0

0:00

2:00

:00

9:00

:00

16:0

0:00

23:0

0:00

6:00

:00

13:0

0:00

20:0

0:00

3:00

:00

10:0

0:00

17:0

0:00

0:00

:00

7:00

:00

14:0

0:00

HORARIO

DEM

ANDA

ELE

CTRI

CA (K

W)

• Actualmente se lleva un programa de mantenimiento preventivo de las unidades deaire acondicionado, los cuales se encontraron en óptimas condiciones.

Posteriormente se conecto en cada una de las sucursales un equipo de medición quepudiera monitorear de manera continua el equipo de aire acondicionado de 15 toneladasconectado en la cocina, dejándose conectado por espacio de una semana natural. Lafigura 4.2 presenta el perfil de carga del equipo de alta eficiencia, instalado en la sucursal1; y la figura 4.3 presenta el perfil de carga del equipo de eficiencia estándar

4.2 PERFIL DE CARGA DEL EQUIPO DE ALTA EFICIENCIA.

4.3 PERFIL DE CARGA DEL EQUIPO DE EFICIENCIA ESTANDAR.

DEMANDA ELECTRICA

0

3

6

9

12

15

14:0

0:00

20:4

5:00

3:30

:00

10:1

5:00

17:0

0:00

23:4

5:00

6:30

:00

13:1

5:00

20:0

0:00

2:45

:00

9:30

:00

16:1

5:00

23:0

0:00

5:45

:00

12:3

0:00

19:1

5:00

2:00

:00

8:45

:00

15:3

0:00

22:1

5:00

5:00

:00

11:4

5:00

18:3

0:00

1:15

:00

8:00

:00

HORARIO

DEM

ANDA

ELE

CTRI

CA (K

W)

138

En base a las mediciones efectuadas en ambos equipos durante el mismo periodo detiempo (una semana), con cargas térmicas similares, se logró tener un parámetro decomparación entre ambos equipos, obteniéndose:

• El equipo de alta eficiencia presento una demanda máxima de 10.8 kW y un consumode energía de 501.5 kWh.

• El equipo de eficiencia estándar presento una demanda máxima de 11.5 kW y unconsumo de energía de 583.7 kWh.

• Debido a la optimización en el diseño del equipo de alta eficiencia, se obtuvo unadisminución en la demanda de 0.7 kW que representa aproximadamente un 6.5 %; yuna reducción en el consumo eléctrico de 82.2 kWh que representa un ahorro delorden del 15 %.

BENEFICIOS.

Los beneficios anuales que se tienen por utilizar un equipo de alta eficiencia en lugar deuno estándar son:

Ahorro en demanda:

0.7 kW X $ 84.36 / kW x 12 meses / año = $ 709 / año.

Ahorro en consumo:

82.2 kWh X 4.33 semanas / mes X 12 meses al año X $ 0.631 / kWh = $ 2,695 / año.

Beneficio total: $ 709 / año + $ 2,695 / año = $ 3,404 / año.

Estos beneficios podrían incrementarse significativamente al realizar cambios de filtro ydarle el mantenimiento adecuado al equipo de alta eficiencia, además de operaradecuadamente el control automático del equipo, ya que el proveedor de equipos de aireacondicionado contempla una reducción de la demanda del orden del 10 y en consumohasta del 25 % (principalmente por los controles automáticos), dependiendo de lascondiciones de operación normales.

Aunque los beneficios obtenidos de esta medida son insignificantes, nos sirve para darnoscuenta que una unidad de aire acondicionado, o cualquiera de alta eficiencia puede sertan ineficiente, o incluso aún más, que una unidad estándar sino se les proporciona elmantenimiento necesario para su operación.

INVERSION.

La inversión requerida por la adquisición de un equipo de aire acondicionado tipo paquetede alta eficiencia es de $ 53,600 y por uno de eficiencia estándar de $ 45,400.

139

RENTABILIDAD.

En este caso la rentabilidad esta enfocada para el caso en que es necesario adquirir unaunidad nueva y no para sustituir un equipo de eficiencia estándar operando, por uno dealta eficiencia; por lo que el tiempo simple de recuperación esta dado por la diferencia decostos entre ambas unidades, que es del orden de $ 8,200.

)29_(41.2/404,3$


TSR =

=

RECOMENDACIONES.

Desde el punto de vista normativo en instalaciones (NOM-001-SEMP 1994), en esta árearecomendamos las siguientes medidas:

• Crear un programa de mantenimiento preventivo para realizar las tareas de revisión deinterruptores, conexiones y tornillería en gabinetes, apriete de zapatas flojas, etc.

• Crear un programa de mantenimiento preventivo para realizar tareas de revisión enunidades de aire acondicionado, principalmente mantener los filtros limpios ya que deesto depende el buen funcionamiento de estos.

• Sustituir el control convencional de paro y arranque por controles automáticos, queayuden a eficientar la operación de las unidades de aire acondicionado estándar, aloperar en base a la carga térmica que se tenga en ese momento.

• Concientizar al personal de mantenimiento que cualquier equipo por eficiente que sea,sino cuenta con el mantenimiento adecuado se convertirá en un equipo de lo másineficiente.

• Seleccionar el compresor adecuado a sus necesidades, procurando nosobredimensionar su equipo, y en la medida de lo posible optar por instalar doscompresores en vez de uno sólo con la misma capacidad, a fin de tener posibilidadesde operar uno sólo cuando la carga disminuya.

• Siempre que se utilicen compresores múltiples, deben instalarse líneas de igualaciónde carters.

• Cerciórese de que los compresores reciben el aire adecuado.

• La potencia del sistema de refrigeración debe basarse en la carga máxima, más unfactor de seguridad del 10 %.

• Colocar en cuartos fríos antesalas o algún sistema de sellado que evite fluctuacionesde temperatura al introducir o sacar producto.

• Introducir el producto para su congelación a la temperatura más baja posible.

• Utilice temperaturas apropiadas de funcionamiento, sin fijar el termostato más debajode lo necesario.

• Organice los productos almacenados de manera que la puerta se abra lo menosposible.

• Mantenga los serpentines de enfriamiento separados de los productos almacenados.

140

• Apague las luces interiores cuando la cámara esté sin ocupar.

• Elimine los materiales de empaque innecesarios.

• Deje espacios de aire entre los productos almacenados, a fin de favorecer un contactoóptimo entre el aire y el producto, y una circulación adecuada del aire.

• Enfrié a la temperatura ambiente los productos calientes antes de colocarlos en lacámara.

• Tener controles adecuados de medición de temperatura y velocidad del aire.

• Purgar continuamente el sistema de refrigeración y usar los ciclos apropiados dedescongelación en los frigoríficos.

141

8. SISTEMAS EFICIENTES DE ILUMINACION DE DESCARGA DE ALTAINTENSIDAD.


Rama Industrial: Metal - mecánicaProductos Principales: Alambre y AlambrónRégimen de operación ContinuoDías por Semana: 6Número de turnos: 3Tarifa: H - MRegión: Sur

INTRODUCCIÓN.

El sistema de iluminación general de cada una de las naves de producción funciona en sumayoría con lámparas de vapor de mercurio y algunas de vapor de sodio, ambas de 400W, alojadas en luminarias abiertas con reflector de haz medio tipo campana de aluminio;la iluminación se realiza de forma directa a una altura de montaje de 9.1 metros y unaaltura promedio del plano de trabajo de 0.90 metros.

Debido a las condiciones ambientales prevalecientes en las naves industriales(emanación de polvos de las trefiladoras) y al tiempo de operación de las luminarias,éstas presentan deterioros en sus reflectores reduciendo considerablemente la eficienciade las luminarias de un 75 % (eficiencia nominal de la luminaria) a aproximadamente un20 o 30 %; cabe señalar que estas condiciones ambientales han afectadoconsiderablemente el terminado del local, ya que por los polvos se da un aspecto mássombrío, reduciendo así el coeficiente de reflexión de paredes y techos, además de dañarlos tragaluces existentes impidiendo el máximo aprovechamiento de la luz natural duranteel día.

Se procedió a realizar la medición de los niveles de iluminación de manera nocturna encondiciones normales de operación para las diferentes líneas de producción de la fábrica,dejando transcurrir alrededor de una hora después del encendido de las luminarias, a finde que el flujo de luz fuera estable; posteriormente se dividieron las tres naves principalesen 13 secciones de igual tamaño y se seleccionaron los puntos de medición tomandocomo base la ubicación de las luminarias y la posición que guardan con la maquinaría yequipo, procurando que estos puntos fueran representativos de los planos de trabajo. Sepuede percatar que el nivel de iluminación no es homogéneo en las áreas de trabajo,debido a la disminución de la cantidad de luminarias requeridas y en algunos casos a sumala distribución, encontrando que el nivel de iluminación promedio es de 130 luxes, queesta muy abajo de lo que establece la Norma Oficial Mexicana NOM-025-STPS-1999,relativa a los niveles y condiciones de iluminación que deben tener los centros de trabajo,que en este caso son de 300 luxes, lo que origina seguramente una disminución en laproductividad de los operarios de las diferentes máquinas, por lo que se sugiereincrementar el número de lámparas y mejorar su distribución.

142

Por otra parte, el encendido y apagado de las luminarias se efectúa de manera manual,por lo que el periodo de operación de las mismas es variable, al estar sujeto a ladisponibilidad del personal encargado de esta tarea; por lo que resulta convenienteimplementar un control automático de encendido y apagado ya sea a base de relojes,sensores de presencia o fotoceldas, a fin de optimizar el tiempo de operación del sistemade iluminación.

OBJETIVOS

• Determinar el ahorro de energía que se tendría al instalar equipos de iluminacióneficientes, manteniendo el mismo nivel de iluminación.

• Cumplir con los niveles de iluminación requeridos en la Norma Oficial MexicanaNOM-025-STPS-1999, relativa a los niveles y condiciones de iluminación que debentener los centros de trabajo.



Para la realización de esta medida, se consideraron las siguientes áreas de trabajo:

Area Número de luminarias actuales

Nave 1 26

Nave 2 24

Nave 3 22

Total 72

En la tabla 4.18 se presentan las condiciones de operación actual de las luminarias.

TABLA 4.18: SISTEMA DE ILUMINACIÓN ACTUAL

LuminariaActual

PotenciaUnitaria

( W )Cantidad

DemandaTotal( kW )

HorasPromedioAnuales

Consumode Energía

( kWh / año )Facturación

( $ / año )

FacturaciónTotal IVA

incluido ( $ /año )

Lámpara devapor de

mercurio de400 Watts

500.0 66 33 5,256 173,448 137,371 157,976

Lámpara devapor desodio de

400 Watts.

500.0 6 3 5,256 15,768 12,488 14,361

TOTAL 72 36 189,216 149,859 172,338

143

DESCRIPCIÓN.

En base a los objetivos planteados se analizan dos alternativas:

Alternativa 1:

Ahorro de energía: Sustituir las 72 luminarias actuales de distribución simétrica conlámparas de vapor de sodio 400 Watts por 52 luminarias industriales con refractorprismático y lámparas de vapor de sodio de alta presión de 250 Watts, con las cuales semantiene el mismo nivel de iluminación; Las luminarias propuestas cuentan con refractorprismático que direcciona la luz, lo cual coadyuva a incrementar la eficiencia deiluminación, eliminando el efecto caverna; los balastros a instalar son electromagnéticosdel tipo autotransformador regulado de bajas perdidas, que soportan caídas de tensión delínea durante el encendido de la lámpara y permiten una variación en la tensión dealimentación, proporcionan un alto factor de potencia y permiten un ahorro deaproximadamente el 10 % con respecto a los balastros convencionales. En la tabla 4.19se presentan las condiciones de operación propuestas.

TABLA 4.19 SISTEMA DE ILUMINACIÓN PROPUESTA

LuminariaPropuesta

PotenciaUnitaria

( W )Cantidad

DemandaTotal( kW )


Consumode Energía


( $ / año )

FacturaciónTotal IVAincluido

( $ / año )Lámpara

de vapor desodio de

alta presiónde 250Watts

288 52 14.98 5,256 78,714 62,341 71,693

Alternativa 2:

Con incremento cercano al valor requerido: Sustituir las 72 luminarias actuales dedistribución simétrica con lámparas de vapor de sodio 400 Watts por 72 luminariasindustriales con refractor prismático y lámparas de vapor de sodio de alta presión de 400Watts, con las que se obtiene un incremento en el nivel de iluminación del 253 %; lasluminarias propuestas cuentan con refractor prismático que direcciona la luz, lo cualcoadyuva a incrementar la eficiencia de iluminación, eliminando el efecto caverna; losbalastros a instalar son electromagnéticos del tipo autotransformador regulado de bajasperdidas, que soportan caídas de tensión de línea durante el encendido de la lámpara ypermiten una variación en la tensión de alimentación, proporcionando un alto factor depotencia. En la tabla 4.20 es presentan las condiciones de operación que se tienen con elsistema descrito.

144

TABLA 4.20: SISTEMA DE ILUMINACIÓN PROPUESTA

LuminariaPropuesta

PotenciaUnitaria Cantidad Demanda

TotalHoras

PromedioConsumode Energía

Facturación( $ / año )


( W ) ( kW ) Anuales ( kWh / año ) Incluido ( $ / año )

Lámpara devapor desodio dealta presiónde 400Watts

462 72 33.26 5,256 174,836 138,470 159,240

DATOS.

La tabla 4.21 muestra las dimensiones a considerar en cada una de las áreasinvolucradas en esta medida.

TABLA 4.21: DIMENSIONES DEL LOCAL

Dimensiones de la nave (metros)

Area

Largo Ancho Area de lanave (m2)

Altura demontaje

Altura delplano detrabajo

Nave 1 73.2 15 1,098 9.1 0.9Nave 2 73.2 15 1,098 9.1 0.9Nave 3 73.2 15 1,098 9.1 0.9

Total 45 3,294

DESARROLLO.

A continuación se muestra la metodología de evaluación para determinar los beneficiosobtenidos al sustituir las luminarias actuales con balastros convencionales por luminariasmás eficientes y con balastros de bajas perdidas, presentando como ejemplo el de lasustitución de una luminaria de aluminio con una lámpara de vapor de mercurio de 400 Wy balastro electromagnético convencional por una luminaria de reflectores prismáticos conlámpara de vapor de sodio con balastro electromagnético tipo autotransformador auto-regulado de bajas perdidas.

1. En base al cuadro del levantamiento de equipos y niveles de iluminación, se determinala discrepancia entre los niveles medidos y lo establecido por la Norma NOM- 025-STPS- 1999, y dependiendo de esta discrepancia se derivan dos alternativas:

a) Mantener el mismo nivel de iluminación: lo cual en ocasiones se consigueinstalando equipos de menor capacidad, debido a la diferencia deeficiencia y luminosidad entre ambos equipos.

145

b) Incrementar el nivel de iluminación: En este caso es necesario considerarotros factores adicionales como el tener que reubicar las luminarias, a finde que las máquinas, tuberías y/o accesorios no obstaculicen el flujoluminoso y en algunas ocasiones modificar las condiciones de operaciónde las luminarias, por ejemplo: cambiar la altura de montaje, distribuir oincluso aumentar el número de luminarias, a fin de conseguir un nivel deiluminación adecuado en las áreas de trabajo.

2. En base a la capacidad de las lámparas y tipo de balastro, se determina la demandapor luminaria actual:

Demanda actual = Demanda del balastro + Demanda de lámparas

Demanda actual = 100 W + 400 W = 500 W.

3. Se selecciona el equipo de iluminación más adecuado, ya sea para mantener elmismo nivel de iluminación o para obtener el incremento deseado y se determina lademanda de la nueva luminaria que para el ejemplo anterior se considera unalámpara de vapor de sodio de 250 W, con balastro electromagnético tipoautotransformador auto-regulado de bajas perdidas, se obtiene:

Demanda propuesta = Demanda del balastro + Demanda de lámparas

Demanda propuesta = 38 W + 250 W = 288 W.

4. Se determina el ahorro en demanda al remplazar los balastros y lámparas actualespor otros de mayor eficiencia:

Ahorro en Demanda = Demanda actual – Demanda propuesta

Ahorro en Demanda = (500 W – 288 W ) = 0.212 KW. 1000

5. Considerando un tiempo promedio de operación anual de 5,256 horas, se obtiene elahorro en consumo al año.

Ahorro en Consumo anual = Ahorro en Demanda x Horas de operación alaño

Ahorro en Consumo anual = 0.212 KW X 5,256 h /año = 1,114.3 kWh / año.

6. Considerando un costo unitario ponderado de la energía eléctrica para la planta de$ 0.726 / kWh se obtiene un ahorro económico anual de:


Beneficio económico anual = 1,114.3 kWh / año X $ 0.726 / kWh = $ 809 / año.

7. Considerando una inversión neta por luminaria de $ 1,280 se obtiene un TiempoSimple de Recuperación (TSR) de:

TSR = $ 1,280 / $ 809 / año = 1.58 años (19 meses).

146

BENEFICIOS.

A continuación se muestran los resultados de la evaluación de la propuesta presentada,en base a la metodología de evaluación anterior, para determinar los beneficios obtenidosal sustituir las lámparas de descarga de alta intensidad y sus balastros convencionalespor lámparas y balastros ahorradoras de energía, en las cuales se consideró una potenciade línea (Watts) por luminaria de:

Tipo deLámpara

Potencia Nominal dela Lámpara (Watts)

Potencia deLínea (Watts)

Vapor de sodiode alta presión. 250 288

Vapor de sodiode alta presión. 400 462

Los datos de la tabla anterior, están basados en estadísticas de pruebas realizadas encampo con balastros de la marca Sola Basic.

TABLA 4.22: BENEFICIOS OBTENIDOS AL IMPLEMENTAR LA ALTERNATIVA 1.

Númerode

Luminarias

Ahorroen

Demanda


Ahorro anualde Energía

( kWh / año )

Ahorroanual

( $ / año )

AhorroIVA incluido

( $ / año )

52 21 5,256 110,502 87,518 100,645

TABLA 4.23: BENEFICIOS OBTENIDOS AL IMPLEMENTAR LA ALTERNATIVA 2.

Númerode

Luminarias

Ahorroen

Demanda



( kWh / año )

Ahorroanual

( $ / año )

AhorroIVA incluido

( $ / año )72 3 5,256 14,380 11,389 13,098

INVERSION Y RENTABILIDAD.

Alternativa 1:

Ø La inversión requerida por el suministro de equipos y materiales, más supervisión dela instalación de luminarias es de:................................................................. $ 148,920.

Para el cual se tiene un Tiempo Simple de Recuperación de la inversión de:

)8.17_(.48.1/645,100$


TSR =

=

147

Alternativa 2:

Ø La inversión requerida por el suministro de equipos y materiales, más supervisión dela instalación de luminarias es de:................................................................. $ 217,720.

Por lo que la inversión adicional por incrementar el nivel de iluminación en un 153 %, conrespecto a la alternativa 1 es de:

INVERSION ADICIONAL: $ 217,720 - $ 148,920 = $ 68,800

OBSERVACIONES.

Notas:

• En la etapa de ingeniería se evaluará la rentabilidad y conveniencia de losdispositivos de control automático a utilizar para el encendido y apagado de lasluminarias (fotoceldas, sensores de presencia o relojes).

• De igual manera para la etapa de ingeniería puede considerarse una terceraalternativa en base a reforzar la iluminación preferentemente en las áreas de trabajo,pero evitando problemas de deslumbramiento o variaciones fuertes del nivel en áreascercanas.

OBSERVACIONES:

Ø Para tener el TSR real de la inversión habría que considerar además los beneficioseconómicos por el incremento de productividad y seguridad en la fábrica.

Ø Como una medida complementaría a la anterior, se puede realizar la sustitución de lostragaluces a fin de reducir el periodo de operación de las luminarias durante el día. Almismo tiempo convendría realizar una limpieza general de las naves y el pintado deestructuras y paredes con un color claro, a fin de incrementar en aproximadamente un20 % el factor de reflexión en techo y paredes.

Ø Con el propósito de eliminar o reducir en lo posible la contaminación por dispersión depolvos, se recomienda instalar un colector de polvos en las áreas de trefilado, con loque seguramente se incrementara el rendimiento de los operarios de las diferentesáreas.

Ø Debido a la aportación de calor en las naves por las líneas de galvanizado y por losmotores de las diferentes máquinas con que se cuenta, se recomienda instalarextractores atmosféricos tipo turbina, a fin de ventilar la nave extrayendo no sólo elcalor, sino también vapor y posibles olores acumulados en las diferentes áreas.

148

9. SISTEMAS EFICIENTES DE ILUMINACION FLUORESCENTE.

INFORMACION GENERAL.Rama Industrial: Componentes electrónicosProductos Principales: Capacitores, resistores.Régimen de operación ContinuoDías por Semana: 6Número de turnos: 3Tarifa: H - MRegión: Centro

INTRODUCCIÓN.

La iluminación general de la empresa, funciona con luminarias de sobreponer tipo gaviláncon dos lámparas fluorescentes Slimline T-12 de 75 Watts. El nivel de iluminaciónpromedio es de 120 luxes, que esta muy abajo de lo que establece la Norma OficialMexicana NOM-025-STPS-1999, relativa a los niveles y condiciones de iluminación quedeben tener los centros de trabajo, que en este caso son de 300 luxes. Se puede percatarque el nivel de iluminación no es homogéneo, debido a la mala distribución de lasluminarias, presentándose grandes áreas de trabajo con niveles de iluminacióndemasiado bajos, lo que origina seguramente una disminución en la productividad de losoperarios de las diferentes máquinas.

OBJETIVOS

• Instalar un sistema de iluminación a base de lámparas fluorescentesahorradoras de energía, que permitan un mejor aprovechamiento de laenergía eléctrica con sus consecuentes beneficios económicos.

• Cumplir con la Norma Oficial Mexicana NOM – 025 – STPS – 1999, relativa alos niveles y condiciones de iluminación que deben tener los centros detrabajo.



Para la realización de esta medida, se consideraron las siguientes áreas de trabajo:

149

LUMINARIOAREA

TIPO CANTIDADCAPACITORES PARABALASTRO Gavilán 48

RESISTORES Gavilán 67

CAPACITORESCERAMICOS Gavilán 29

POTENCIOMETROS Gavilán 26

TOTAL - 170

En las cuales se estimaron las condiciones de operación actual de las luminarias, como lomuestra la siguiente tabla:

TABLA 4.24: SISTEMA DE ILUMINACIÓN ACTUAL

LuminariaActual

PotenciaUnitaria

( W )Cantidad

DemandaTotal( kW )


Consumode Energía


( $ / año )

FacturaciónTotal IVAIncluido

( $ / año )Luminariatipo gaviláncon doslámparasfluorescentes slimlineT-12 de 75Watts conbalastroelectromagnético.

180.0 170 30.6 5,850 179,010 148,399 170,659

DESCRIPCIÓN.

Ø Ahorro de energía: Sustituir las luminarias actuales de lámparas fluorescentesSlimline T-12 de 2X75 Watts por lámparas fluorescentes T-8 de 1X59 Watts, y las2X40 Watts por luminarias con lámparas T-8 de 1X32 Watts; Las luminariaspropuestas cuentan con reflector de aluminio especular y balastros electrónicos, queconsumen menos energía y proporcionan plena potencia y luminosidad a laslámparas, manteniendo el mismo nivel de iluminación.

150

TABLA 4.25: SISTEMA DE ILUMINACIÓN PROPUESTA

LuminariaPropuesta

PotenciaUnitaria Cantidad Demanda

TotalHoras

PromedioConsumode Energía

Facturación( $ / año )


( W ) ( kW ) Anuales ( kWh / año ) Incluido ( $ / año )

Luminariatipo gaviláncon unalámparafluorescenteT-8 de 59Watts conreflector dealuminioespecular ybalastroelectrónico.

53.2 170 9.0 5,850 52,650 43,647 50,194

DESARROLLO.

A continuación se muestra la metodología de evaluación para determinar los beneficiosobtenidos al sustituir lámparas fluorescentes convencionales por lámparas fluorescentesahorradoras de energía, presentando como ejemplo el de la sustitución de una luminariacon dos lámparas fluorescentes Slimline T-12 de 75 W con balastro electromagnéticoconvencional por una luminaria con una lámpara fluorescente T-8 de 59 W con balastroelectrónico.

1. En base al cuadro del levantamiento de equipos y niveles de iluminación, se determinala discrepancia entre los niveles medidos y lo establecido por la Norma NOM- 025-STPS- 1999, y dependiendo de esta discrepancia se derivan dos alternativas:

c) Mantener el mismo nivel de iluminación: lo cual en ocasiones se consigueinstalando equipos de menor capacidad, debido a la diferencia deeficiencia y luminosidad entre ambos equipos.

d) Incrementar el nivel de iluminación: En este caso es necesario considerarotros factores adicionales como el tener que reubicar las luminarias, a finde que las máquinas, tuberías y/o accesorios no obstaculicen el flujoluminoso y en algunas ocasiones modificar las condiciones de operaciónde las luminarias (por ejemplo: cambiar la altura de montaje, anexarreflectores especulares, etc. ) o incluso aumentar el número de luminariascon el propósito de que la iluminación sea más uniforme.

2. En base al numero de lámparas por luminaria y tipo de balastro, se determina lademanda por luminaria actual:

Demanda actual = Demanda del balastro + Demanda de lámparas

Demanda actual = 1X 30 W + 2 X 75 W = 180 W.

151

3. Se selecciona el equipo de iluminación más adecuado, ya sea para mantener elmismo nivel de iluminación o para obtener el incremento deseado y se determina lademanda de la nueva luminaria que para el ejemplo anterior se considera un balastroelectrónico y una lámpara T-8 de 59 W, es obtiene:

Demanda propuesta = Demanda del balastro + Demanda de lámparas

Demanda propuesta = ( 1 X 4.1 W )+ ( 1 X 59 W X 0.832 ) = 53.1 W.

4. Se determina el ahorro en demanda al remplazar los balastros y lámparas actualespor otros de mayor eficiencia:

Ahorro en Demanda = Demanda actual – Demanda propuesta

Ahorro en Demanda = (180 W – 53.1 W ) = 0.1269 KW. 1000

5. Considerando un tiempo promedio de operación anual de 5,850 horas, se obtiene elahorro en consumo al año.

Ahorro en Consumo anual = Ahorro en Demanda – Horas de operación al año

Ahorro en Consumo anual = 0.1269 KW X 5,850 h /año = 742.37 kWh / año.

6. Considerando un costo unitario ponderado de la energía eléctrica para la planta de0.829 $/ kWh se obtiene un ahorro económico anual de:


Beneficio económico anual = 742.37 kWh / año X 0.829 $/ kWh = $ 615.43 / año.

7. Considerando que la inversión bruta por luminaria es de $ 1,250 y deduciendo elimporte total por concepto de incentivos otorgados por el FIDE para alumbradocomercial e industrial, que se muestra a continuación:

TABLA 4.26: INCENTIVOS OTORGADOS POR EL FIDE PARA SISTEMAS DE ILUMINACION FLUORESCENTE.

WATTSNOMINALES

$ / LAMPARAFLUORESCENTE

$ / BALASTROELECTRONICO

32 3.60 44.00

59 14.40 68.00

De donde se obtiene la inversión neta requerida de:

Inversión Neta = Inversión Bruta – Incentivos FIDE

Inversión Neta = $ 1,250 – ($ 14.40 + $ 68.00) = $ 1,167.60

152

8. Para la cual se obtiene un Tiempo Simple de Recuperación (TSR) de:

TSR = $ 1,167.60 / $ 615.43 / año = 1.9 años.

BENEFICIOS.

En la tabla 4.27 se muestra ahorro total de energía al instalar lámparas T-8 de 1X59 W,obteniendo un incremento en el nivel de iluminación del 90 % y los beneficios económicosque esto representa.

TABLA 4.27: BENEFICIOS OBTENIDOS AL IMPLEMENTAR LA MEDIDA.

Númerode

Luminarias

Ahorroen

Demanda



( kWh / año )

Ahorroanual

( $ / año )

AhorroIVA incluido

( $ / año )

170 22 5,850 126,360 104,752 120,465

INVERSION.La inversión neta requerida para la realización de este proyecto, cubriendo los alcancesmencionados es de $ 244,375 IVA incluido.

RENTABILIDAD.

Para el cual se tiene un Tiempo Simple de Recuperación de la inversión de:

)3.24_(.03.2/465,120$


TSR =

=

OBSERVACIONES.

Además de la correcta elección de las lámparas y luminarias, así como los adecuadosprogramas de mantenimiento preventivo, deben observarse ciertas normas para lograr eluso eficiente de la energía, como son:

a) Ajustar los niveles de iluminación de acuerdo a las necesidades reales de cada zonade trabajo de acuerdo al tipo de actividad que se desarrolla.

b) Concentrar la iluminación en los lugares, donde por la actividad desarrollada así lorequieran y mantener el resto del local con iluminación general más reducida, evitandoproblemas de deslumbramiento.

c) Establecer escalones de intensidad de iluminación que se conecten progresivamentesiguiendo las necesidades de iluminación.

d) Fraccionar los circuitos de alumbrado para tener el control del sistema de iluminaciónpor cada zona de trabajo.

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e) Utilización de controles inteligentes que mantengan apagados los equipos deiluminación en determinados lugares en los momentos en que no son necesarios.

f) Llevar a cabo programas de limpieza periódica, tanto de aparatos como de reflectoresy lámparas, ya que la suciedad además de disminuir el rendimiento luminoso reduce lavida de la lámpara, ya que se produce más calor y es más difícil disiparlo.

g) En la medida de lo posible procurar tener las paredes y los pisos de color claro ymantener los locales en buenas condiciones de limpieza.

h) Emplear sistemas de iluminación de alta eficiencia.

i) Instalar equipos de control fotoeléctricos para programar el encendido y apagado delalumbrado exterior, en base a la luz solar.

j) Instalar láminas translúcidas o acrílicos que permitan el máximo aprovechamiento dela luz solar.

k) Medir cada seis meses los niveles de iluminación existentes, sobre todo en las zonasde trabajo, compare los valores medidos según la actividad y proceda a corregirlos.

l) Programar períodos de limpieza de luminarias, así como de cristales de ventanas yacrílicos que permitan una mayor aportación de luz solar.

m) Eliminar las luminarias colocadas en la parte alta de estantes o materiales que esténapilados, así como de aquellas que atraviesen muros o muebles, debido al reacomodode áreas,

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CONCLUSIONES.

Se presentaron los requerimientos a cubrir para la contratación del servicio de energíaeléctrica con la compañía suministradora, dando a conocer la gama de tarifasdisponibles, a fin de poder seleccionar de entre ellas la que se ajuste a lasnecesidades, procurando minimizar al máximo los costos de facturación; para ello sepresentaron los componentes principales del sistema de distribución de energíaeléctrica y se plantearon algunas deficiencias o problemas que se presentan conmayor regularidad en dichos sistemas, enfatizando en los conceptos teóricos básicosindispensables para su comprensión.

Aunado a lo anterior se presentó gráficamente la evolución de costos de energíaeléctrica, que aunque en general en nuestro país estos costos están subsidiados,representan un factor determinante en los costos unitarios de producción y por endedel grado de competitividad que pueden representar con respecto a otras industriasdel mismo giro.

Como parte de las medidas a implementar para el optimo aprovechamiento de laenergía eléctrica en la industria, se presentaron las áreas de oportunidad detectadascon más frecuencia en la práctica, planteando situaciones particulares acerca de losproblemas más comunes que se encuentran y de su posible solución; como son elcambio de tarifa, la reevaluación de la capacidad instalada en función de su factor decarga y su factor de utilización, el control y administración de la demanda y el controlde corrientes armónicas, que son consideradas como problemas en el sistema dedistribución de energía eléctrica; con respecto a los usuarios finales de la energíaeléctrica o cargas consumidoras propiamente dichas, se mencionó la sustitución demotores estándar por motores de alta eficiencia, control de velocidad por medio deconvertidores de frecuencia variable, equipos de aire acondicionado y por últimosistemas de iluminación eficientes.

Cabe señalar que de las áreas de oportunidad detectadas en una empresa, seseleccionan las medidas a implementar con base en su periodo simple derecuperación (PSR) que se refiere al tiempo que tardará en recuperarse la inversiónrealizada con los beneficios obtenidos.

Adicionalmente, se hizo referencia a las leyes y reglamentos vigentes, así como a lasNormas Oficiales Mexicanas (NOM’s) aplicables, a fin de que el egresado de lalicenciatura de Ingeniería en energía (LIE) tenga conocimiento de su existencia y sevaya familiarizando con ellas para su posterior aplicación.

Por lo antes expuesto, quedan cubiertos los objetivos principales en que estuvobasado el presente trabajo, esperando que el egresado de la licenciatura de Ingenieríaen Energía que este interesado en desarrollarse en esta área encuentre un punto dereferencia de lo que puede encontrarse en el ámbito profesional.

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Una de las metas buscadas con este trabajo, es dar al egresado de la LIE unpanorama general de los sistemas de distribución de energía eléctrica, las diversasaplicaciones, los diferentes equipos que la usan y la tecnología disponible paraeficientar su uso; ya que cuando se habla de ser un Ingeniero en Energía, laspersonas que no conoce la existencia de la licenciatura, lo asocia directamente aenergía eléctrica, por ser en la que encuentra mayor aplicación, y curiosamente es enla que se tiene mayor deficiencia de conocimientos y en la que se hace menor énfasisen su plan de estudios.

Vale la pena mencionar que la formación académica de esta licenciatura estaenfocada fundamentalmente al estudio de la energía térmica y sus aplicaciones(digamos en un 90 %), incorporando a esto el uso eficiente de la energía eléctrica y laaplicación de fuentes alternas de energía, como son la eólica y la solar; la formaciónes buena ya que nos hace conocedores de una amplia gama de conocimientos en elmarco de la energía, desgraciadamente nos deja en desventaja al tener que competiren el ámbito profesional con egresados de licenciaturas donde su preparación esenfocada en su totalidad a aplicaciones de energía eléctrica.

Es difícil en ocasiones proponer fuentes alternas de energía o diagnósticos de ahorrode energía cuando no se conocen los principios y condiciones de operación de lossistemas actuales. Y si a lo antes expuesto se añade la poca difusión que se tiene dela carrera a nivel empresarial, la desventaja es aún mayor.

Es necesario realizar una revisión del plan de estudios, anexando algunas materiasenfocadas a la energía eléctrica o en su caso analizar los programas a cubrir en lasmaterias que ahora se imparten, a fin de subsanar la deficiencia que se tiene en elárea eléctrica.

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v Catálogos de fabricantes de equipos:

§ Ambar – Fabricante de subestaciones, compendiado 2003.

§ Electrotécnica – Fabricante de subestaciones y transformadores, catalogo2003.

§ CONELEC – Fabricante de conductores eléctricos, catalogo 2003.

§ Latincasa – Fabricante de conductores eléctricos, catalogo 2003.

§ Motores US – Fabricante de motores eléctricos, compendiado 2003.

§ Square D – Fabricante de productos de distribución y control, compendiado2003.

§ Cutler Hammer – Fabricante de productos de distribución y control,compendiado 2003.

§ Osram – Fabricante de balastros y lámparas, catalogo 2003.






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