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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

ESTUDIO PARA LA CORRECCIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA EN BT DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA PLANTA FORD

Por: Gerardo Andrés Santana Navarro

INFORME DE PASANTÍA Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar Como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electricista

Sartenejas, Octubre de 2011

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

ESTUDIO PARA LA CORRECCIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA EN BT DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA PLANTA FORD

Por: Gerardo Andrés Santana Navarro Realizado con la asesoría de: Tutor Académico: Ing. Julio Montenegro Tutor Industrial: Ing. Javier Bravo

INFORME DE PASANTÍA Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar Como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electricista

Sartenejas, Octubre de 2011

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ESTUDIO PARA LA CORRECCIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA EN BT DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA PLANTA FORD

REALIZADO POR: GERARDO ANDRÉS SANTANA NAVARRO RESUMEN En el presente informe se exponen los detalles técnicos para la corrección del factor de potencia por medio de la compensación de energía reactiva en baja tensión, aplicadas en las subestaciones principales de la planta Ford Motors de Venezuela. Se establece una metodología para determinar el dimensionamiento de los bancos de capacitores implementados, en la que se realiza una auditoria energética para adquirir las principales características técnicas de operación de las subestaciones que permitirán el diseño de la compensación tomándose en cuenta los siguientes valores: factor de potencia, tensión, corriente, cantidad de armónicos presentes en el sistema, potencia activa, potencia reactiva y potencia aparente. Con la adquisición de información se realiza el cálculo del requerimiento compensativo necesario para conseguir un factor de potencia de 0.95 inductivo el cual fue alcanzado. Finalmente se analizan diferentes alternativas de compensación y se determinaron los beneficios aportados para cada opción, lo que permitió establecer que la opción más adecuada es optar por una compensación en baja tensión centralizada con operación automática a través de contactores para cargas de lenta variación y por medio de tiristores para cargas de rápida variación.

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Con todo mi amor y cariño a Dios A mis padres, Raúl e Isabel, que desde el inicio de mi carrera colocaron su confianza en mí, y me proporcionaron su apoyo total en todo momento. A mi hermano Raúl Eduardo, esto es por ti y para ti. A mi abuelo Tomas y a mi abuela Petra, se que desde el cielo están orgulloso de mi.

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AGRADECIMIENTOS A mi familia, mis padres, mi hermano y mi abuela, por haberme brindado su incondicional amor, cariño, apoyo y educación durante toda mi vida. Gracias a su formación me han convertido en la persona que soy hoy en día. A toda la familia Santana, Navarro, Riobueno, Zamora, entre otras. A mi Valerita, por su gran apoyo durante todo este camino, por sacarme adelante en los momentos más difíciles y por haber sido mi mayor ayuda. A la Familia Trujillo Rey, por estar a mi lado y brindarme siempre su apoyo. A la Familia Moretti Couttenye, por apoyarme en momentos difíciles de mi carrera. A mis amigos y compañeros Alfonzo Rojas, José Pinto, Edwin Ramos, Silvia Gracia, Oscar Pineda, Katherine Moretti, Patrick Moretti, Daniel Jaspe, Damelis López, Luis Monterrey, Pedro Silva, Daniel Delgado, Rosa Bilella, Javier Pérez, entre otros; por haberme animado hasta llegar aquí y brindarme siempre su apoyo, su confianza y amistad a lo largo de todos estos años. Ustedes me motivaron a seguir adelante durante el toda la carrera. A la Universidad Simón Bolívar, mi alma Mater, por brindarme la oportunidad de crecer académicamente como persona. Al Doctor Javier Bravo, por su extraordinaria tutoría y amistad. Por su gran dedicación en todo el desarrollo de mi trabajo. Al Doctor Renny Alvares, por enseñarme a trabajar en equipo y asistirme en todo el transcurso de las pasantías. Al Doctor Luis Lugo, por confiar en mí en todo momento. A todo el personal de EnergyTech, por abrirme las puertas a esa gran familia y mostrarme el mundo laboral.

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INDICE GENERAL INTRODUCCIÓN. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA ENERGYTECH C.A. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5 1.1 Ubicación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 1.2 Aspectos generales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . 5 1.2.1 Visión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5 1.2.2 Misión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6 1.3 Valores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6 1.3.1 Liderazgo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 1.3.2 Sentido de pertenencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 1.3.3 Integridad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 1.3.4 Pasión por ganar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 1.3.5 Confianza . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 1.4 Organización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 1.5 Gerencia de proyectos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7 1.6 Principales clientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 1.7 Ford Motors de Venezuela . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 BASE TEÓRICA. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 2.1 Factor de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 vii

2.1.1 Factor de potencia en atraso y en adelante . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11 2.1.2 La energía reactiva . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 2.1.3 Aspectos positivos al implementar una mejora del factor de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . .12 2.1.4 Incremento de los niveles de tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 2.1.5 Reducción de pérdidas en el sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .14 2.2 Incremento de la capacidad del sistema. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 2.3 Compensación de la energía reactiva . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 2.3.1 Calculo para la compensación de energía reactiva . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .15 2.3.2 Métodos de compensación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 2.3.3 Tipos de compensación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 2.4 Presencia de armónicos en el sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 2.4.1 Orden de un armónico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 2.4.2 Tasa de distorsión individual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 2.4.3 Tasa de distorsión total . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .22 2.5 Valor eficaz de tensión y corriente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 2.6 Factor k de transformadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 2.7 Filtrado de armónicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 2.7.1 Condensadores con filtro de rechazo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 2.7.2 Filtros pasivos o de absorción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

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2.7.3 Filtros activos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .24 ESTUDIO DEL CASO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 3.1 Sistema eléctrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 3.1.1 Sistema de generación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 3.1.2 Sistema de distribución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 3.1.3 Compensación de energía reactiva existente en la planta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 3.2 Subestaciones a estudiar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 3.2.1 Identificación de la carga asociada a cada subestación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 3.3 Evaluación de requerimientos de compensación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 3.3.1 Auditoria energética . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .31 3.3.1.1 Registro de parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 3.3.1.2 Equipos de medición . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32 3.3.1.3 Parámetros a almacenar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .33 3.3.1.4 Conexión y puesta en marcha del equipo de medición . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .33 3.4 Procesamiento de resultados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 3.4.1 Niveles de voltaje. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 3.4.2 Curva de demanda de potencias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .36 RESULTADOS OBTENIDOS EN LA AUDITORIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 4.1 Registro de medición . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .37

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4.2 Estado actual de las subestaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 4.2.1 Niveles de tensión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 4.2.2 Levantamiento de la curva de carga. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .39 4.2.3 Armónicos en el sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .40 4.2.3.1 Tasa de distorsión armónica total . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 4.2.3.2 Factor de descalificación del transformador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 4.3 Factor de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 PLANTEAMIENTO

DE

ALTERNATIVAS

PARA

EL

DISEÑO

DE

ANCOS

DE

COMPENSACIÓN DE ENEGÍA REACTIVA. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 5.1 Cálculo de compensación reactiva necesaria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .46 5.1.1 Casos especiales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 5.2 Análisis de alternativas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 5.2.1 Tipo de compensación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 5.2.1.1 Compensación individual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 5.2.1.2 Compensación grupal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 5.2.1.3 Compensación centralizada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 5.2.2 Método de compensación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 5.2.3 Condensadores con filtro de rechazo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .52 5.3 Caracterización de banco de condensadores según catalogo del fabricante. . . . . . . . . . . . . . .52 5.4 Estado final del sistema eléctrico en las subestaciones compensadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 x

CONCLUSIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .59 RECOMENDACIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .62 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 PROTECCIONESA ASOCIADAS DEL GENERADOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA DE GENERACIÓN DE LA PLANTA FORD MOTORS DE VENEZUELA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ..66 ESQUEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE LA PLANTA FOR MOTORS DE VENEZUELA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .68 CARACTERÍSTICAS BÁSICAS DEL ANALIZADOR AR5-L. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .70 PARÁMETROS A ALMACENAR PARA DIFERENTES TIPOS DE CIRCUITOS . . . . . . . . .72 ESQUEMA DE CONEXIÓN DEL EQUIPO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 ESTADO TECNICO DE LOS TRANSFORMADORES ANTES DE REALIZAR LA COMPENSACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81 GRÁFICAS DE TENSIÓN RESPECTO AL TIEMPO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90 GRÁFICAS DE POTENCIA ACTIVA, REACTIVA Y APARENTE RESPECTO AL TIEMPO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107 GRÁFICAS DE DISTORSIÓN ARMÓNICA TOTAL DE CORRIENTE Y DE TENSIÓN RESPECTO AL TIEMPO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .132 GRÁFICA DEL FACTOR DE POTENCIA RESPECTO AL TIEMPO . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149 GRÁFICA DE LA CORRIENTE MÁXIMA EN EL TRANSFORMADOR 4 DE LA SUBESTACIÓN 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .158 CATALOGO DE BANCO DE CONDENSADORES DEL FABRICANTE (CIRCUTOR) . . .160 xi

INDICE DE TABLAS Tabla 2.1 Ejemplo de armónicos a frecuencia fundamental 50Hz y 60Hz. . . . . . . . . . . . . . . . . .20 Tabla 2.2 Rango de valores aceptados para los THD de tensión y corriente. . . . . . . . . . . . . . . . 22 Tabla 3.1. Capacidad instalada por cada subestación en la Planta Ford Motors de Venezuela. . .27 Tabla 3.2. Compensación actual en la Planta Ford Motos de Venezuela. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .28 Tabla 3.3. Procesos asociados a cada subestación de la Planta Ford Motors de Venezuela. . . . .29 Tabla 3.4. Características principales de las pinzas amperimétricas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32 Tabla 3.5. Parámetros a medir y registrar en la base de datos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .33 Tabla 4.1. Subestaciones a estudiar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 Tabla 4.2. Resultado obtenido para el cálculo de la diferencia porcentual de tensión para la jornada de 24 horas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .38 Tabla 4.3. Resultado obtenido para el cálculo de la diferencia porcentual de tensión para la jornada de 7:00 am hasta 4:00 pm. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 Tabla 4.4. Promedio de distorsión total máxima y mínima de voltaje y corriente para la jornada de 24 horas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 Tabla 4.5. Promedio de distorsión total máxima y mínima de voltaje y corriente para la jornada de 7:00 am hasta las 4:00 pm. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 Tabla 4.6. Factor de descalificación y porcentaje de potencia útil de los transformadores estudiados considerando la jornada completa (24 horas). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .42 Tabla 4.7. Factor de descalificación y porcentaje de potencia útil de los transformadores estudiados considerando la jornada laboral (7 am a 4 pm). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .43 Tabla 4.8. Factor de potencia promedio y mínimo de cada transformador estudiado. . . . . . . . . .44 xii

Tabla 5.1. Compensación reactiva necesaria por subestación tomando en cuenta la jornada completa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 Tabla 5.2. Compensación reactiva necesaria por subestación tomando en cuenta la jornada laboral. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .47 Tabla 5.3. Observaciones en transformadores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 En la tabla 5.4. Requerimiento reactivo recomendado correspondiente a cada transformador. . . 52 Tabla 5.5. Cuadro comparativo entre el requerimiento compensativo y el banco seleccionado. . 53 Tabla 5.6. Planteamiento final de compensación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .56 Tabla 5.7. Estado de los transformadores antes de realizar la compensación. . . . . . . . . . . . . . . . 58 Tabla 5.8. Estado de los transformadores después de la compensación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .58 Tabla G.1. Estado técnico del transformador 1 de la subestación 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .82 Tabla G.2. Estado técnico del transformador 2 de la subestación 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83 Tabla G.3. Estado técnico del transformador 4 de la subestación 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84 Tabla G.4. Estado técnico del transformador 7 de la subestación 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .85 Tabla G.5. Estado técnico del transformador 8 de la subestación 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .86 Tabla G.6. Estado técnico del transformador 9 de la subestación 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .87 Tabla G.7. Estado técnico del transformador 1 de la subestación 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88 Tabla G.8. Estado técnico del transformador 2 de la subestación ECOAT. . . . . . . . . . . . . . . . . . 89

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INDICE DE FIGURAS Figura 1.1 Organigrama de la empresa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7 Figura 2.1. Relación fasorial entre la tensión y las componentes de corriente activa y reactiva. . 9 Figura 2.2. Diagrama fasorial de potencias, para una carga inductiva. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11 Figura 2.3. Diagrama fasorial tensión-corriente, para sistemas con Fp en atraso y en adelanto. . 11 Figura 2.4. Impacto al realizar una compensación de energía reactiva en un sistema eléctrico. . 13 Figura 2.5. Compensación individual. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17 Figura 2.6 Compensación grupal. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 Figura 2.7. Compensación central. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 Figura 5.1. Esquema de alternativas de compensación en baja tensión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .45 Figura 5.2. Diagrama unifilar de media tensión resaltando la ubicación de los equipos de compensación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .100 Figura H.1. Gráfica de tensión respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 1. . . .. 91 Figura H.2. Gráfica de corriente respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 1. . . .92 Figura H.3. Gráfica de tensión respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación 1. . . . .93 Figura H.4. Gráfica de corriente respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación 1. . . .94 Figura H.5. Gráfica de tensión respecto al tiempo del transformador 4 de la subestación 2. . . . .95 Figura H.6. Gráfica de corriente respecto al tiempo del transformador 4 de la subestación 2. . . .96 Figura H.7. Gráfica de tensión respecto al tiempo del transformador 7 de la subestación 3. . . . .97 xiv

Figura H.8. Gráfica de corriente respecto al tiempo del transformador 7 de la subestación 3. . . .98 Figura H.9. Gráfica de tensión respecto al tiempo del transformador 8 de la subestación 3. . . . .99 Figura H.10. Gráfica de corriente respecto al tiempo del transformador 8 de la subestación 3. . .100 Figura H.11. Gráfica de tensión respecto al tiempo del transformador 9 de la subestación 3. . .101 Figura H.12. Gráfica de corriente respecto al tiempo del transformador 9 de la subestación 3. .102 Figura H.13. Gráfica de tensión respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 13..103 Figura H.14. Gráfica de corriente respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 13.104 Figura H.15. Gráfica de tensión respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación ECOAT. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .105 Figura H.16. Gráfica de corriente respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación ECOAT. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .106 Figura I.1. Gráfica de potencia activa respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108 Figura I.2. Gráfica de potencia activa respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109 Figura I.3. Gráfica de potencia activa respecto al tiempo del transformador 4 de la subestación 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110 Figura I.4. Gráfica de potencia activa respecto al tiempo del transformador 7 de la subestación 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111 Figura I.5. Gráfica de potencia activa respecto al tiempo del transformador 8 de la subestación 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112

xv

Figura I.6. Gráfica de potencia activa respecto al tiempo del transformador 9 de la subestación 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113

Figura I.7. Gráfica de potencia activa respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114 Figura I.8. Gráfica de potencia activa respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación ECOAT. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .115 Figura I.9. Gráfica de potencia reactiva respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116 Figura I.10. Gráfica de potencia reactiva respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117 Figura I.11. Gráfica de potencia reactiva respecto al tiempo del transformador 4 de la subestación 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 118 Figura I.12. Gráfica de potencia reactiva respecto al tiempo del transformador 7 de la subestación 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119 Figura I.13. Gráfica de potencia reactiva respecto al tiempo del transformador 8 de la subestación 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120 Figura I.14. Gráfica de potencia reactiva respecto al tiempo del transformador 9 de la subestación 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121 Figura I.15. Gráfica de potencia reactiva respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122 Figura I.16. Gráfica de potencia reactiva respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación ECOAT. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .123

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Figura I.17. Gráfica de potencia aparente respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124 Figura I.18. Gráfica de potencia aparente respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 125 Figura I.19. Gráfica de potencia aparente respecto al tiempo del transformador 4 de la subestación 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 126 Figura I.20. Gráfica de potencia aparente respecto al tiempo del transformador 7 de la subestación 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 127 Figura I.21. Gráfica de potencia aparente respecto al tiempo del transformador 8 de la subestación 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128 Figura I.22. Gráfica de potencia aparente respecto al tiempo del transformador 9 de la subestación 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 129 Figura I.23. Gráfica de potencia aparente respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .130 Figura I.24. Gráfica de potencia aparente respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación ECOAT. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .131 Figura J.1. Gráfica de distorsión armónica total de corriente respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .133 Figura J.2. Gráfica de distorsión armónica total de tensión respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 134 Figura J.3. Gráfica de distorsión armónica total de corriente respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .135 Figura J.4. Gráfica de distorsión armónica total de tensión respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .136 xvii

Figura J.5. Gráfica de distorsión armónica total de corriente respecto al tiempo del transformador 4 de la subestación 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .137 Figura J.6. Gráfica de distorsión armónica total de tensión respecto al tiempo del transformador 4 de la subestación 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138 Figura J.7. Gráfica de distorsión armónica total de corriente respecto al tiempo del transformador 7 de la subestación 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .139 Figura J.8. Gráfica de distorsión armónica total de tensión respecto al tiempo del transformador 7 de la subestación 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140 Figura J.9. Gráfica de distorsión armónica total de corriente respecto al tiempo del transformador 8 de la subestación 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .141 Figura J.10. Gráfica de distorsión armónica total de tensión respecto al tiempo del transformador 8 de la subestación 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .142 Figura J.11.Gráfica de distorsión armónica total de corriente respecto al tiempo del transformador 9 de la subestación 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .143 Figura J.12. Gráfica de distorsión armónica total de tensión respecto al tiempo del transformador 9 de la subestación 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .144 Figura J.13. Gráfica de distorsión armónica total de corriente respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .145 Figura J.14. Gráfica de distorsión armónica total de tensión respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .146 Figura J.15. Gráfica de distorsión armónica total de corriente respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación ECOAT. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 147 Figura J.16. Gráfica de distorsión armónica total de tensión respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación ECOAT. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 148 xviii

Figura K.1. Gráfica del factor de potencia respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150 Figura K.2. Gráfica del factor de potencia respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .151 Figura K.3. Gráfica del factor de potencia respecto al tiempo del transformador 4 de la subestación 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .152 Figura K.4. Gráfica del factor de potencia respecto al tiempo del transformador 7 de la subestación 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153 Figura K.5. Gráfica del factor de potencia respecto al tiempo del transformador 8 de la subestación 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154 Figura K.6. Gráfica del factor de potencia respecto al tiempo del transformador 9 de la subestación 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155 Figura K.7. Gráfica del factor de potencia respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .156 Figura K.8. Gráfica del factor de potencia respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación ECOAT. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .157 Figura L.1. Gráfica de la corriente máxima respecto al tiempo del transformador 4 de la subestación 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .159

xix

LISTA DE SÍMBOLOS Símbolo

Significado

Unidad

I

Corriente.

A

Amperios.

Ief

Corriente eficaz.

A

Amperios.

Inom

Corriente nominal.

A

Amperios.

P

Potencia activa.

kW

Kilo Watts.

Q

Potencia reactiva.

kVAr Kilo volt-amperios reactivos.

S

Potencia aparente.

kVA

Snom

Potencia aparente nominal.

V

Voltaje.

V

Voltio.

Vef

Voltaje eficaz.

V

Voltio.

Vnom

Voltaje Nominal

V

Voltio

xx

Kilo volt-amperios. kVA

Kilo volt-amperios.

LISTA DE ABREVIATURAS Abreviatura

Significado

AC

Corriente Alterna.

BT

Baja Tensión.

C.A.

Compañía Anónima.

CORPOELEC

Corporación Eléctrica Nacional.

Cos

Coseno.

DC

Corriente Continua.

ELEVAL

Electricidad de Valencia.

Fp

Factor de Potencia.

h

Horas.

Hp

Caballos de Fuerza.

Hz

Hertzios.

M

Mega.

m

metros.

Máx.

Máximo

min.

Mínutos.

Mín.

Mínimo.

MT.

Media Tensión

xxi

Abreviatura

Significado

s

Segundos.

Sin

Seno.

S/E

Subestación.

TRX

Transformador.

xxii

1

INTRODUCCIÓN Antecedentes En la actualidad la Planta Ford Motors de Venezuela cuenta con una capacidad instalada de 21,624MVA distribuida en quince (15) subestaciones. El aumento creciente de la demanda de vehículos, ha obligado a la Corporación Ford Motor de Venezuela a realizar un ajuste en sus líneas de producción para incrementar el número de vehículos ensamblados diariamente. Este ajuste significa un aumento en la demanda energética, por lo que la potencia generada ya no es suficiente para suplir el consumo en las horas pico de producción. Esto ha traído como consecuencia la contratación de la empresa local de distribución del servicio eléctrico (ELEVAL – Filial de CORPOELEC) para un suministro eléctrico de respaldo. En los últimos meses esta ha estado emitiendo llamados de atención debido al bajo factor de potencia que posee la planta, por lo que ya se está viendo afectado el servicio eléctrico en la zona. Por otro lado, la planta ha recibido llamados de atención por parte de Ford Motors Company, quien ha estado monitoreando su demanda energética contra producción de vehículos diarios; y esta no se encuentra dentro del promedio de producción, al compararla con las demás ensambladoras a nivel suramericano. Los factores mencionados anteriormente han llevado a la planta a buscar una solución de manera rápida y efectiva de incrementar su producción, manteniendo la capacidad instalada. Es por esto que se han implementado políticas de mantenimientos en las líneas para aumentar su eficiencia, sin embargo no se produce el incremento deseado. Actualmente, el factor de potencia (FP) promedio de la planta se encuentra en el orden de 0.83, alcanzando valores mínimos de 0.75. Esto ha llevado a la planta a tomar medidas al respecto para lograr un aprovechamiento factible de los recursos energéticos y de esta manera incrementar la producción, manteniendo la misma capacidad instalada en las subestaciones eléctricas. Esto ayudaría a reducir los costos operativos y aumentando sus índices de confiabilidad y rentabilidad en el negocio. Realizando correcciones en el factor de potencia se ha logrado de una manera efectiva extender sus líneas de producción sin la necesidad de construir nuevas subestaciones. En la

2

actualidad ya se han tomado medidas para mejorar el FP realizando la compensación de energía reactiva en baja tensión (BT), en las siguientes subestaciones: 

En la subestación N°2, con dos (2) bancos de compensación automática con conmutación por medio de contactores de 230kVAR cada uno para dos (2) transformadores de 1000kVA respectivamente asociados a servicios generales de la planta, y un (1) banco de compensación automática con filtro de rechazo y conmutación por medio de tiristores de 320kVAR en otro transformador de 1000kVA asociado a los procesos de manufacturas para el área de carrocerías.



En la subestación N°3, existe compensación en un (1) transformador de 1000kVA a uno de los cuatro compresores de 600HP que alimenta de aire comprimido a toda la planta, este cuenta con un banco de compensación automática con conmutación por medio de contactores de 110kVAR. A pesar de que existe esta compensación no se ha logrado realizar el aporte necesario que

pueda solventar el problema de agregar nuevas línea de producción, sin la necesidad de incrementar la capacidad instalada, por lo cual se ha decidido mejorar el factor de potencia por medio de la compensación de otras subestaciones. Justificación Uno de los problemas que afronta la planta Ford, es un corte inesperado de energía por fallas recurrentes en el servicio eléctrico por parte de la compañía EnergyWorks, empresa proveedora del servicio en la planta. Debido al valor del FP que posee la ensambladora, esta empresa alega que no puede hacerse responsable por cortes inesperados (parámetros de suscritos en el contrato de servicio). La planta ante estas fallas en el suministro, se ve en la necesidad de recurrir a ELEVAL, ocasionando penalizaciones debido a que la carga contratada es considerablemente inferior a la demanda. A nivel mundial la Corporación Ford Motors realiza un seguimiento a sus plantas, en las cuales comparan la producción de vehículos contra la demanda energética. Por lo que es necesario mejorar su producción disminuyendo su demanda actual. Para conseguir valores similares a las otras ensambladoras en Latinoamérica.

3

Además de establecer un nivel adecuado de producción contra demanda energética, se desea solventar las siguientes dificultades que afectan hoy en día a la planta: 

Grandes problemas de disponibilidad de energía eléctrica confiable producto de fallas y cortes de servicios en el sistema eléctrico nacional.



Problemas en la Confiabilidad del Sistema de Generación de Energía Eléctrica local por el proveedor de servicios producto de bajos factores de potencia lo cual eleva las perdidas y potencia no productivas en las redes de distribución (Aplicando o no penalizaciones).



Problemas para satisfacer los picos de demanda de energía eventuales por saturación de la capacidad de generación de potencia.



Notorias disminuciones de voltaje en las subestaciones de servicios y pistolas de electropunto (∆V > 25% Vn).



Calentamiento excesivo de las unidades de transformación.



Alta facturación de energía por consumos de energía reactiva ocasionado por las pistolas de electropuntos. EnergyTech C.A. es una empresa que se caracteriza por tener amplios conocimientos en

ahorro energético a nivel industrial. Debido a esto su selección para llevar a cabo este proyecto ha demostrado ser adecuada, ya que posee los conocimientos técnicos, científicos, organizativos, y la experiencia suficiente para realizarlo sin dificultad. Objetivos Objetivo General Establecer una metodología y procedimiento, para corrección del factor de potencia del sistema eléctrico en subestaciones principales de la Planta Ford Motors de Venezuela. Objetivos Específicos 

Definir Subestaciones Eléctricas a Evaluar y elaborar base de datos de sus principales características.



Realizar auditoria Energética de las subestaciones a evaluar para determinar el estado actual en que se encuentran las subestaciones en cuanto a factor de potencia, distorsión armónica, niveles de voltaje, y capacidad instalada.

4 

Diseño de Banco de Condensadores adecuado para alcanzar un FP de 0.95 tomando en cuenta un incremento de carga del 25% año Horizonte.



Caracterizar Bancos de Condensadores según catalogo del fabricante



Evaluar el estado final del sistema eléctrico, en cuanto a factor de potencia y niveles de tensión, posterior a las mejoras a implementar en el sistema eléctrico de Ford, previamente definidas.

CAPITULO I DESCRIPCION DE LA EMPRESA ENERGYTECH C.A.

1.1 Ubicación La sede principal está ubicada en la Avenida Henry Ford, C.C. Paseo las Industrias (2da Etapa), Nivel Mezzanina, Oficina M-122. Valencia, Estado Carabobo. 1.2 Aspectos Generales EnergyTech, C.A. es una empresa 100% capital venezolano, conformada por jóvenes empresarios con clara visión tecnológica y gerencial con más de 20 años de experiencia acumulada en sistemas eléctricos industriales, enfocada a dar soluciones de ingeniería en las siguientes aéreas: 

Iluminación Comercial / Industrial.



Eficiencia Energética.



Calidad de Energía.



Sistemas de Puesta a Tierra.



Problema con Transitorios de Voltajes.



Protección Contra Descargas Atmosféricas. Los servicios que ofrece esta empresa son principalmente consultas, asesorías, gerencia de

construcción, gerencia de proyectos, estudios de factibilidad ingeniería básica y conceptual, ingeniería de detalle, operación y mantenimiento, procura y gerencia de procura. 1.2.1 Visión Ser la compañía de primera preferencia de sus clientes, reconocida por sus productos y servicios en Venezuela.

6

1.2.2 Misión Su objetivo es desarrollar una infraestructura de negocio para comercializar productos y servicios que permitan mejorar la confiabilidad, seguridad y disponibilidad de los activos de sus clientes, así como satisfacer sus requerimientos de calidad y de valor. Como resultado, sus clientes los recompensaran con preferencia y generación de valor, permitiendo que ENERGYTECH, C.A. mejore su calidad de vida. 1.3 Valores 1.3.1 Liderazgo 

Líderes en su área de responsabilidad, con compromiso profundo para producir resultados. Clara visión hacia donde se dirigen.

1.3.2 Sentido de pertenencia 

Responsabilidad personal para satisfacer las necesidades del negocio, mejorar sus sistemas y ayudar a otros a mejorar su rendimiento.

1.3.3 Integridad 

Hacer lo correcto.



Honestos y directos entre sí.

1.3.4 Pasión por ganar 

Fuerte deseo de ser los mejores y ser reconocidos por sus clientes.

1.3.5 Confianza 

Gran respeto a sus colegas y a sus clientes.



Confianza en la capacidad y buenas intenciones.

7

1.4 Organización

Junta Directiva Gerente General Ing. Luís Lugo

Gerencia de Proyectos

Gerencia de Comercialización

Gerencia Administrativa

Ing. Javier Bravo

Ing. Carlos Laya

T.S.U. Jeidy Castillo

Dpto. Ventas

Ing. Víctor Maduro Tec. Antonio Sánchez Tec. Renny Álvarez

María Avellaneda

Asistente

Gloria Mitterhammer

Loannys Olivero

Figura 1.1 Organigrama de la empresa

1.5 Gerencia de Proyectos La pasantía fue realizada en la gerencia de Proyectos, esta se encuentra conformada por una serie de profesionales de diferentes disciplinas. Estos son especializados en: 

Levantamiento/Inspección.



Construcción.



Servicio Post-Venta.

8

Su función principal es brindar soluciones en la medida de los requerimientos de los clientes. 1.6 Principales Clientes EnergyTeh C.A. cuenta con una gama de clientes, las cuales han puesto su confianza para la elaboración de diferentes proyectos. Entre los principales clientes se encuentran: 

Ford Motors de Venezuela.



General Motors de Venezuela.



GoodYear de Venezuela.



Alimentos Polar (Sede San Joaquín).



Colgate-Palmolive de Venezuela.



Banesco Banco Universal.



Banesco Seguros.



Industrias Venoco.



Movistar (Telcel C.A.).



Corporación Digitel.



Telecomunicaciones Movilnet.



C.A.N.T.V.



Huawei Venezuela. La Corporación Ford Motors de Venezuela contrato a Energytech C.A. para la elaboración

de un proyecto de ahorro energético, este consiste en la mejora del factor de potencia de la planta. 1.7 Ford Motors de Venezuela Ford Motors se encuentra ubicada en la avenida Henry Ford, Valencia, Estado Carabobo. Venezuela. Ford inicia el ensamblaje de vehículos en el año 1962. En la actualidad la planta cuenta con reconocimientos y certificados nacionales e internacionales como: ISO 9002 de calidad mundial y la ISO 14000 por la protección del medio ambiente.

CAPITULO II BASE TEÓRICA

2.1 Factor de Potencia [1], [2]. En los sistemas de corriente alterna existen dos componentes de la corriente que hacen posible la transferencia de energía. Una de estas es convertida por el equipo en trabajo útil; por lo que se le conoce como la componente de corriente activa. Mientras que la otra es la encargada de producir el flujo necesario para la operación de equipos electromagnéticos como los motores de inducción, transformadores (magnetizar el hierro), entre otros. Es importante destacar que esta última no se convierte en un trabajo útil. Esta componente es conocida como la corriente reactiva o magnetizante. En la figura 2.1, se observa la relación fasorial que existe entre las dos componentes de la corriente. En la cual la corriente activa está en fase con la tensión mientras que la reactiva se encuentra desfasada noventa grados (90˚) con respecto a esta.

Figura 2.1. Relación fasorial entre la tensión y las componentes de corriente activa y reactiva.

10

De la figura anterior obtenemos por medio del teorema de Pitágoras para triángulos rectángulos la siguiente ecuación: |

|

√ (2.1)

Como las potencias (activa, reactiva y aparente) son proporcionales a la corriente a un voltaje dado, tenemos que: | |

| | | |

√ | | | |

| | | | (2.2)

(2.3) Donde: S: Potencia aparente. P: Potencia activa. Q: Potencia reactiva. V: Tensión. I: Corriente. φ: Ángulo que existe entre la corriente activa y la corriente total. Finalmente se obtiene el diagrama fasorial de las potencias, también llamado triángulo de potencia. Este se observa en la figura 2.2.

11

Figura 2.2. Diagrama fasorial de potencias, para una carga inductiva. Debido a lo argumentado anteriormente se define el factor de potencia (FP), como la relación que existe entre la potencia activa y la potencia aparente en un determinado circuito eléctrico de corriente alterna. Su valor es adimensional y se encuentra entre cero y uno, además de que este se constituye del coseno del ángulo φ. Su expresión, generalmente viene dada por: [ ] [ ] (2.4) 2.1.1 Factor de potencia en atraso y en adelanto Para cualquier sistema eléctrico, el Fp puede existir en adelanto o en atraso. Este dependerá del sentido de flujo de la potencia activa y reactiva en el sistema. Si los flujos van en la misma dirección se dice que el Fp esta en atraso, y si estos van en direcciones opuestas se encuentra en adelanto. En la figura 3.3 se observa el diagrama fasorial tensión-corriente para sistemas cuyos factor de potencia se encuentra en atraso y en adelanto.

Figura 2.3. Diagrama fasorial tensión-corriente, para sistemas con Fp en atraso y en adelanto.

12

2.1.2 La Energía reactiva. Es una energía que utilizan ciertos receptores para la creación de campos eléctricos y magnéticos. Como se mencionó anteriormente, esta energía no se convierte en algún trabajo útil; sin embargo aumenta la potencia total a transportar y distribuir en el sistema. Por lo cual, para disminuir esta potencia que es trasmitida a través de la red del sistema, se realiza una compensación utilizando montajes de bancos de condensadores en las instalaciones. 2.1.1 Aspectos positivos al implementar una mejora del factor de potencia. o Liberación de la capacidad del sistema eléctrico (el sistema no lleva reactivos innecesarios). o Aumento de la tensión en barras generales del sistema. (disminución de las caídas de tensión). o Reduce costos en la factura de energía eléctrica, además de evitar algún tipo de recargo por poseer un bajo factor de potencia. o Aumento de la potencia activa sin necesidad de ampliar instalaciones. o Reduce la potencia aparente (S). o Descarga de transformadores. o Descarga de cables. o Disminución de pérdidas por efecto joule. Como consecuencia general, la compensación de la energía reactiva permite una optimización de las instalaciones existentes, aumentando el rendimiento de las mismas sin necesidad de la realización de inversiones adicionales. En la siguiente figura observamos el impacto que tiene la realización de una compensación en el sistema eléctrico.

13

Figura 2.4. Impacto al realizar una compensación de energía reactiva en un sistema eléctrico. [3] 2.1.4 Incremento de los niveles de tensión. El alza de los niveles de tensión se considera un aspecto positivo al realizar una mejora en el FP. Debido a la disminución de la corriente reactiva en el sistema, la corriente total también disminuye. Esto ocasiona que la caída de tensión decrezca al compararla con la original. La expresión para el cálculo de esta caída de tensión viene dada a través de [1]:

(2.5) Donde: Capacitor: Es el valor del condensador usado en KVAR. : Impedancia del transformador en porcentaje (%).

14

: Caida de tensión en porcentaje (%). : Potencia aparente nominal del transformador. 2.1.5 Reducción de pérdidas en el sistema. Debido a que las pérdidas son proporcionales al cuadrado de la corriente, y la corriente es reducida proporcionalmente con la mejora del FP. Tenemos que las pérdidas son inversamente proporcionales al cuadrado del FP. Por lo que tenemos la siguiente expresión [1]:

(2.6) 2.2 Incremento en la capacidad del sistema. La instalación de condensadores permite aumentar la potencia disponible en una instalación eléctrica sin la necesidad de realizar ampliaciones en los equipos, cables, aparatos y transformadores. La expresión de la liberación de la capacidad del sistema está dada a través de: √ (2.7) Donde: Capacitor: valor del condensador a usar en KVAR. : Angulo del factor de potencia actual. : Potencia aparente nominal del transformador en KVA. La expresión (2.5) indicara cuanta potencia podremos adicionar, tomando en cuenta que el valor nominal de la potencia del transformador sea superado. Es importante mencionar que se

15

está realizando una simplificación al tomar en cuenta que la carga a agregar poseerá el factor de potencia igual al original. 2.3 Compensación de la energía reactiva Para disminuir la potencia reactiva demandada a la compañía suministradora de energía eléctrica, se opta por la instalación de baterías de condensadores. En función de la instalación a compensar, se puede optar por realizar una compensación en baja tensión BT o de MT. 2.3.1 Calculo para la compensación de energía reactiva. Como la potencia activa permanecerá constante independientemente del valor del FP, por medio de él triangulo de potencia mostrado en la figura 3.2 podemos deducir la siguiente expresión:

(2.8) Donde

es el ángulo que existe entre la potencia activa y la potencia aparente

inicialmente. Entonces la potencia reactiva asociada a un FP deseado viene dada por:

(2.9) Partiendo de las ecuaciones (8) y (9), se obtiene la expresión (10) para el cálculo de la potencia reactiva requerida para realizar la compensación: [

] (2.10)

16

Donde

es el ángulo actual, y

es el ángulo deseado.

2.3.2 Métodos de Compensación. Existen dos métodos de compensación, estos dependerán de la curva de carga asociada al sistema: Compensación automática [5]: Normalmente el consumo de energía reactiva no es de manera constante, es por esto que la batería de condensadores debe ser capaz de seguir la evolución a lo largo del tiempo de la curva de carga de la instalación. Para poder realizar dicha compensación, la batería de condensadores se divide en diferentes escalones de potencias que están controlados por un regulador de energía reactiva. De esta forma, la batería de condensadores va agregando los diferentes escalones de potencia. Sin embargo existen variaciones rápidas de potencia en la instalación por lo que se requiere una respuesta rápida por parte de la batería; de esta manera dividimos en dos este tipo de baterías: a)

Baterías con contactores electromecánicos: su respuesta va por el orden de los cuatro

segundos (4s). b) Baterías maniobradas por tiristores: su regulación esta en el orden de los veinte milisegundos (20ms). Su uso se recomienda cuando es necesario un seguimiento instantáneo de potencia reactiva como consecuencia de la rápida variación de energía reactiva. Compensación fija [5]: El uso de la compensación fija se realiza a cargas o instalaciones donde por lo general se cumplan los siguientes criterios: - Los niveles de cargas son bastante constantes. - Existen mínimos de potencia reactiva a compensar en estados de cargas bajos. - Hay cargas de importancia que de ser compensadas individualmente ayuda a reducir las potencias transportadas por la instalación.

17

2.3.3 Tipos de compensación [4]. El tipo de compensación depende primordialmente del punto de colocación de las baterías de condensadores. Existen tres tipos de compensación, estos son: a)

Compensación individual.

b) Compensación grupal. c)

Compensación central.

Compensación individual [4]. Este tipo de compensación se realiza en los bornes de la carga inductiva, se caracteriza por realizarse en motores de gran magnitud (alrededor de 200 hp), en transformadores entre otros. En la siguiente figura podremos observar cómo se describe este tipo de compensación:

Figura 2.5. Compensación individual [4]. Entre sus principales ventajas tenemos: - Suprime las penalizaciones por un consumo excesivo de energía reactiva. - Optimiza la instalación eléctrica. - Descarga de transformadores.

18

- El condensador se puede instalar junto al consumidor. De esta manera la potencia reactiva fluye entre el consumidor y el condensador. - Es el método de compensación más efectivo. - Las pérdidas por efecto joule se suprimen totalmente. Además es importante tomar en cuenta que: - Puede ocasionar sobretensiones causando daños en el equipo compensado, por lo que es necesario que el banco de baterías cubra solamente la potencia reactiva demandada por el consumidor cuando esté operando sin carga alguna. - Solo es rentable para cargas muy inductivas y regulares. Compensación grupal [4]. La compensación grupal consiste en conectar las baterías de condensadores en el cuadro de distribución, de manera que se genere la energía reactiva necesaria para compensar un grupo de cargas determinadas. Generalmente este tipo de compensación se realiza en grupos de lámparas fluorescentes. En la figura 2.6 observamos cómo está constituida este tipo de compensación.

Figura 2.6 Compensación grupal [4].

19

Entre sus principales ventajas tenemos: - Suprime las penalizaciones por un consumo excesivo de energía reactiva. - Optimiza el rendimiento del transformador. - Disminuye la potencia aparente. - Disminuyen las pérdidas por efecto joule. Sin embargo hay que tomar en cuenta que existen pérdidas por efecto joule. Compensación central [4]. Este tipo de compensación central es recomendable aplicarla para cargas continuas. El banco de baterías se conecta a las cabeceras de la instalación eléctrica; este tipo de compensación se observa en la siguiente figura:

Figura 2.7. Compensación central [4]. Este tipo de compensación se caracteriza por: - Optimiza el rendimiento del transformador. - Disminuye la potencia aparente. - Suprime las penalizaciones por consumo de energía reactiva.

20

- Aplicando una regulación automática compensa las exigencias del momento. Sin embargo debemos tomar en cuenta lo siguiente: - Circulara corriente reactiva por toda la instalación eléctrica. - Se mantienen las perdidas por efecto joule. 2.4 Presencia de armónicos en el sistema. Las cargas no lineales tales como: rectificadores, variadores de velocidad, hornos, inversores, soldaduras, etc., absorben de la red corrientes periódicas no sinusoidales. Estas corrientes están formadas por una componente fundamental de 60Hz, mas una serie de corrientes superpuestas, de frecuencias múltiples de la fundamental, que denominamos armónicos. El resultado es una deformación de la corriente y de la tensión que conlleva una serie de efectos secundarios asociados, que debemos tomar en cuenta antes de realizar una mejora del Fp. 2.4.1 Orden de un armónico [3], [6]. Viene dada por la relación entre la frecuencia del armónico (fn) y la frecuencia fundamental (f). En Venezuela la frecuencia fundamental es de 60Hz. En la siguiente tabla se encuentra tabulado algunos ejemplos considerando como frecuencia fundamental 50Hz y 60Hz. Tabla 2.1 Ejemplo de armónicos a frecuencia fundamental 50Hz y 60Hz.

n (orden de armónico)

Frecuencia del sistema 50Hz

60Hz

3

150

180

5

250

300

7

350

420

9

450

540

21

2.4.2 Tasa de distorsión individual [3], [6]. La tasa de distorsión individual es la relación que existe entre el valor eficaz de un armónico bien sea de tensión o de corriente y el valor eficaz de la componente fundamental. Esta relación viene dada en tanto por ciento. Su cálculo viene dado a través de la siguientes expresiones [6]: a) Tasa de distorsión individual de tensión (

%):

(2.11) b) Tasa de distorsión individual de corriente (

:

(2.12) Donde: : Tensión de la armónica n : Tensión nominal fundamental. : Tasa de distorsión individual de tensión. : Corriente del armonico n. : Corriente nominal fundamental. : Tasa de distorsión individual de corriente.

22

2.4.3 Tasa de distorsión total [3], [6]. De igual manera que la distorsión individual esta es la relación, en tanto por ciento, entre el valor eficaz del residuo armónico de tensión o corriente y el correspondiente valor eficaz de la componente fundamental. Por lo que se define como tasa de distorsión total (THD). El cálculo para la el THD de tensión y de corriente viene dada a través de las siguientes expresiones [6]: √∑

(2.13) √∑

(2.14) Por otra parte, en la siguiente tabla observamos el rango de valores tolerables en sistemas eléctricos. Al superar algún valor, es recomendable tomar medidas para la reducción de los THD [6]. Tabla 2.2 Rango de valores aceptados para los THD de tensión y corriente. Aplicaciones

Sistema

Sistemas

especiales

General

Dedicados

Tensión (%)

3

5

10

Corriente (%)

10

15

25

THD

2.5 Valor eficaz de tensión y corriente [3], [6] Cuando en un sistema eléctrico obtenemos tasas de distorsión armónica elevadas, el valor real de la corriente y tensión se verán afectadas, de tal forma que puede ser aumentado su valor con respecto a la fundamental. Esto genera sobrecargas y por ende calentamientos. De esta manera se define el valor eficaz de tensión y de corriente en las siguientes expresiones [3]:

23

√∑ (2.15) √∑ (2.16) 2.6 Factor k de transformadores [8], [9], [10] El factor K es un coeficiente aproximado, este calcula la pérdida de potencia útil de un transformador debido a la existencia de corrientes armónicas en el sistema. Su cálculo viene dado por: Según IEEE C.57 110-2008:

√∑

(2.17) Donde: : Corriente del armónico h. : Corriente fundamental. h: Orden de armónico. 2.7 Filtrado de armónicos. Los filtros son aquellos equipos que eliminan o compensan corrientes armónicas existentes en una instalación para disminuir la distorsión en corriente existente.

24

2.7.1 Condensadores con filtros de rechazo Las baterías con filtros de rechazo son equipos diseñados para la compensación de energía reactiva en sistemas donde el contenido de armónicos es elevado y existe un riesgo de resonancia. Su finalidad es la de compensar la energía reactiva evitando cualquier efecto de amplificación de las corrientes armónicas, causadas por las resonancia entre transformador y condensadores, y evitar la sobrecarga de armónicos en los condensadores. Las funciones de un filtro de rechazo son: protección de la red mediante el desplazamiento de la resonancia fuera de las frecuencias a las que se inyectan los armónicos. Por tanto se evita el efecto de amplificación. Y la protección de los condensadores contra las sobrecargas generadas por las tensiones aplicadas. 2.7.2 Filtros pasivos o de absorción. Los filtros de absorción tienen como misión la eliminación de armónicos. Estos filtros tienen como función eliminar las corrientes armónicas de diferentes rangos mediante su absorción. Su principio de funcionamiento se basa en una serie de conjunto de reactancias y condensadores, sintonizados a la frecuencia o frecuencias, de las corrientes armónicas existentes. A la frecuencia de sintonía la impedancia del filtro es muy baja, por lo que absorbe la corriente del armónico a eliminar. Existen dos tipos de filtros de absorción que son diferenciados por su lugar de aplicación: 1) FAR-H: Filtro de absorción regulado que tiene como objetivo principal la absorción de corrientes armónicas. Y generalmente es ubicado en el cuadro general de baja tensión. 2) LCL: Filtro de absorción individual para convertidores de 6 pulso, tales como convertidores de frecuencia para motores, soldaduras, etc. Se instala en la entrada del convertidor. 2.7.3 Filtros activos. Los filtros activos son equipos que tienen como función principal la compensación de corrientes armónicas, esta se consigue mediante la inyección en contrafase de corrientes

25

armónicas iguales a las existentes en la instalación. Esto permite que, aguas arriba del punto de conexión del filtro la señal no presente prácticamente distorsión armónica. Los filtros activos se basan en el siguiente principio:

(2.19)

CAPÍTULO III ESTUDIO DEL CASO

3.1 Sistema Eléctrico 3.1.1 Sistema de Generación El sistema de generación es suministrado por la empresa contratada EnergyWorks, esta misma desarrolla, es propietaria y opera bienes de servicios auxiliares para la industria tales como plantas de energía eléctrica, de vapor, instalaciones para tratamiento de agua y gases industriales. EnergyWorks presta el servicio de generación de energía eléctrica a toda la planta. Este sistema de generación se conforma por nueve (9) generadores sincrónicos de fuel oíl de 1625KVA (STANBY) cada uno, de 480V a 60Hz; de los cuales ocho (8) son para el uso continuo, mientras que el restante se encuentra en parada bien sea para realizarle su mantenimiento respectivo o en espera ante cualquier eventualidad que pueda surgir. Este ciclo de parada de un generador se va rotando, para así lograr un mantenimiento a los otros ocho (8) generadores faltantes. Es importante resaltar que cada generador posee sus protecciones asociadas las cuales las podemos observar en el ANEXO A. Este sistema de generación se describe de la siguiente manera: - A cada salida del generador se enlaza un transformador elevador de tensión de 480V a 13800V. - El arreglo de los generadores se divide en dos barras, cinco (5) generadores conectados en una y el resto en la otra barra. Ambas barras se poseen su respectivo interruptor de transferencia que las conecta con una tercera barra.

27

- Una tercera barra establece conexión entre la terna de ELEVAL-CORPOELEC y la distribución interna de la planta que va hacia las subestaciones existentes. Es importante mencionar que la terna de ELEVAL está conectada siempre en vacio y por lo tanto no se requiere un suicheo de una transferencia. Por otra parte la tercera barra alimenta la subestación de servicios básicos de la planta, de tal forma que los servicios de iluminación, torres de enfriamiento y otros, se priorizan al momento de surtir energía eléctrica. - La terna de ELEVAL respalda la generación propia de la planta. Se caracteriza por ser de 13800V y con una capacidad contratada de 4MW, sin embargo es capaz de suplir toda la carga en caso de ser necesario. - Este sistema requiere de una sincronización, el cual se ejecuta a través de un WoodWard sincronizando el arreglo de generadores con la terna de ELEVAL. En el ANEXO B se muestra el diagrama unifilar del sistema de generación de la planta. 3.1.2 Sistema de Distribución La distribución del sistema eléctrico es a través de un sistema tipo anillo, cuenta con una capacidad instalada de 21.624MVA distribuidas por dieciséis (16) subestaciones en toda la planta. En la siguiente tabla observamos detalladamente la capacidad instalada que posee cada subestación: Tabla 3.1. Capacidad instalada por cada subestación en la Planta Ford Motors de Venezuela.

Subestación N˚

Capacidad Instalada (kVA)

1 2 3 4 5 6 7 8

2000 4000 4000 1500 1000 112 750 500

28

Subestación N˚

Capacidad Instalada (KVA)

9 10 11 12 13 14 ECOAT SERVICIOS

500 75 112 75 1000 500 5000 500

En el ANEXO C, se observa la configuración de tipo anillo que posee el sistema de distribución y como es distribuido a lo largo de la planta. 3.1.3 Compensación de energía reactiva existente en la planta Actualmente la ensambladora cuenta con un sistema de compensación en baja tensión. Este posee tres bancos de condensadores distribuidos en dos subestaciones para una capacidad instalada de 890KVAR. El tipo de compensación usada en estos bancos son del tipo central y el método de compensación es automática. Además encontramos que dos de ellos realizan la compensación a base de contactores mientras que el restante la realiza a través de tiristores. En la siguiente tabla se muestra de forma detallada este sistema de compensación. Tabla 3.2. Compensación actual en la Planta Ford Motos de Venezuela. S/E TRX 1 2

2 3

3

10

Potencia Nominal 1000 KVA 1000 KVA 1000 KVA 1000 KVA

Tipo de Compensación Central Central Central Central

Método de Compensación Automática (Contactores) Automática (Contactores) Automática (Tiristores) Automática (Contactores)

Capacidad Instalada de Compensación 230 kVAR 230 kVAR 320 kVAR 110kVAR

29

3.2 Subestaciones a estudiar Se ejecutó un estudio breve en todas las subestaciones que engloban a la planta, en el que se estableció una serie de criterios que permitió determinar la factibilidad para la implantación de un sistema de compensación reactiva. Por lo que se definieron las subestaciones criticas para un aprovechamiento eficientemente de la compensación y obtener un resultado eficaz. 3.2.1 Identificación de la carga asociada a cada subestación. Se definió a través de los diagramas unifilares de cada subestación, en el cual se logro determinar que procesos son asociados a cada una; siendo de mayor importancia aquellas que son destinadas a procesos de producción directamente; mientras las cargas que son destinadas al área administrativa son de menor importancia debido a que no afectan considerablemente el factor de potencia de la subestación. A través de esto se estableció en la tabla 3.3 los procesos asociados a cada subestación. Tabla 3.3. Procesos asociados a cada subestación de la Planta Ford Motors de Venezuela. Subestación Transformador #

Capacidad (kVA)

1

1000

2

1000

1 2 3 4 7 8 9 10

1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000

1

2

3

Proceso Asociado Servicios Generales de Planta: iluminación, cintas/cadenas transportadoras, fuerza de herramientas fijas en la línea Aéreas de Producción, Edif. Administrativo, Servicio médico, Esmalte 3(pintura) Carrocería, Fosfato, Cocina de Pintura, Caja Carga.

Sala de Compresores y Sistema de enfriamiento

30

6 7

1 2 3 1 2 1 1

Capacidad (kVA) 500 500 500 500 500 112 750

8

1

500

9 10 11 12 13 14

1 1 1 1 1 1 1 2 1

500 75 112 75 1000 500 2500 2500 500

Subestación Transformador # 4 5

ECOAT SERVICIOS

Proceso Asociado Comedor y Edif. Nuevo P&A(atención al cliente)- Compras e ingeniería Torres de Iluminación Laboratorio y Garaje Galpón de Motores, Salvamento y Galpón de Asientos Áreas Administrativas Áreas Administrativas Campo Deportivo Áreas Administrativas Pintura -Esmalte 1 Áreas Administrativas Ecoat Pozos de Planta

3.3 Evaluación de requerimientos de compensación. Para poder evaluar los requerimientos de compensación se realiza un levantamiento de información más detallado, este consiste en reconocimiento y medición de las características generales de las subestaciones seleccionadas. Entre las principales características a tenemos: a) Factor de potencia. b) Niveles de tensión. c) Niveles de corriente. d) Potencia activa, reactiva y aparente. e) Distorsión armónica de tensión y corriente.

31

3.3.1 Auditoria Energética. Es a través de la auditoria energética que podemos conocer el estado de las subestaciones. Una auditoria energética permite realizar el diseño de un sistema de compensación. Además determina si se hace uso eficiente de la energía comprada o auto-generada, si los conductores usados en el sistema se encuentran saturados o sobredimensionados, si los niveles de tensión se encuentran entre el rango de tolerancia, entre otras características. 3.3.1.1 Registro de parámetros. Un registro de data adecuado permite conocer de manera exacta y precisa el comportamiento de la curva de carga de la subestación a estudiar. Para lograr obtener resultado se realiza la compilación de la data de la siguiente forma:  Periodo de registro: veinticuatro horas (24 h). Usamos este periodo de registro, debido a que la ensambladora posee una producción casi constante de vehículos ensamblados diariamente; por lo tanto es suficiente para realizar el levantamiento de la curva de carga. Además según la IEEE Std. 1159-1995 para plantas industriales es recomendable usar un periodo de monitoreo de un día. [7]  Recolección de información: Cada dos minutos (2 min). Un muestreo de cada dos minutos permitirá tener precisión y exactitud en los parámetros obtenidos. Esta recolección es realizada por el equipo de de la siguiente forma: el equipo promedia los valores obtenidos en el transcurso de dos minutos y almacena el resultado, por lo que cada muestra almacenada es el promedio obtenido en ese lapso de recolección de información. Es importante resaltar que según la norma europea EN 61000-3-2 y EN 61000-3-3 para el estudio de calidad de energía recomiendan periodos de almacenamiento de data cada quince minutos (15 min).

32

3.3.1.2 Equipos de medición Para llevar a cabo el registro de parámetros eléctricos de cada subestación, es necesario emplear un analizador de redes. El equipo a usar es de marca CIRCUTOR modelo AR5-L y sus principales componentes que posee este kit analizador son los siguientes:  Un analizador AR5-L.  Un alimentador de 100V∼240V c.a. / 12V d.c.  Un cable de conexión entre alimentador y red.  Un cable de comunicaciones RS-232.  Cuatro cables de toma de tensión de 2m.  Cuatro pinzas tipo cocodrilo.  Cuatro pinzas amperimétricas.  Manual de Instrucciones.  CD con software para PC. En la tabla 3.4 observamos cuales son las características de forma detalla de las pinzas amperimétricas. Tabla 3.4. Características principales de las pinzas amperimétricas. Modelo

Tipo

C-FLEX 200-2000-20000 Flexible

CPR-500

Rígidas

Rango de Medida 100 a 20000A c.a. (Escala 20000A) 10 a 2000A c.a. (Escala 2000A) 1 a 200A c.a. (Escala 200A) 2,5 a 500A c.a.

Este analizador es un instrumento programable que mide, calcula y registran en memoria los principales parámetros eléctricos en redes industriales trifásicas. En el ANEXO D, se muestra de manera detalla las características básicas que posee el analizador AR5-L.

33

3.3.1.3 Parámetros a almacenar En la tabla 3.5 se observa los principales parámetros que se almacenaron en el registro de información. Tabla 3.5. Parámetros a medir y registrar en la base de datos. Parámetro Tensión simple Corriente Corriente de Neutro Frecuencia Potencia activa Potencia Reactiva L Potencia Reactiva C Potencia aparente Factor de potencia Energía activa Energía reactiva inductiva Energía reactiva capacitiva Armónicos de Tensión Armónicos de Corriente Armónicos de Corriente de Neutro

Símbolo L1-N L2-N L3-N Valor Trifásico V A IN Hz kW kVArL kVArC kVA PF kW.h kVArh.L kVArh.C

X X

X X

X X

X X X X

X X X

X X X

X X X X X X

X X X X X X

X X X X X X

X

X X X X X X X X X

X

Esta corresponde a la medición de un circuito trifásico de cuatro hilos; por lo que al enfrentarnos ante cualquier otro esquema (trifásico tres hilos, bifásico, monofásico, entre otros) se producirán variaciones en los parámetros a almacenar. En el ANEXO E, se muestran los diferentes parámetros que almacenara el equipo según el tipo de circuito encontrado. 3.3.1.4 Conexión y puesta en marcha del equipo de medición. En el ANEXO F, se detalla el esquema de conexión del equipo que debemos usar ante diferentes tipos de circuitos, además se explica la metodología a seguir para la conexión y desconexión del analizador. Adicionalmente se debe tener ciertas consideraciones antes de realizar la conexión de nuestro equipo:

34

a) Equipos de protección: para prevenir algún tipo de accidente durante el conexionado se recomienda usar botas de seguridad aislantes, guantes de aislantes de cauchos, guantes de protección contra riesgos térmicos, lentes de seguridad, tapa oídos, casco con protector visual ante riesgo térmico, entre otros. b) Corriente nominal: se realiza la identificación de la potencia y el voltaje nominal de cada transformador a medir. De esta manera se realiza el cálculo de la corriente nominal que puede circular por cada fase. Sabemos que: √ (3.1) Despejando

tenemos que:

√ (3.2) Donde: : Voltaje Linea-Linea (nominal). : Potencia aparente nominal del transformador. : Corriente de línea nominal. Con la corriente nominal, podemos estimar la corriente que circula por cada fase. De esta manera podemos seleccionar la escala apropiada a usar en las pinzas amperimétricas. 3.4 Procesamiento de Resultados. En la actualidad la planta posee un horario laboral comprendido desde las 7:00am hasta las 4:00pm. Debido a esto, el procesamiento de resultados se realiza para dos periodos: jornada

35

completa (de 7:00 am a 7:00 am) y jornada laboral (de 7:00am a 4:00pm). Una jornada completa corresponde a un número de 721 muestras y una jornada laboral corresponde a 271 muestras. Debido a la gran cantidad de muestras obtenidas el estudio se enfocara en el análisis de los valores máximos y mínimos obtenidos a través del registro, además los promedios calculados por medio de las siguientes expresiones: ∑

(3.3) Donde: Vp: Valor Promedio. Vi: Valor en la muestra i. i: Número de muestra. n: Número de muestras totales. 3.4.1 Niveles de voltaje. Para el estudio de los niveles de tensión se partirá de la tensión nominal en BT de la planta, siendo esta de 480V. Las variaciones de voltaje permisibles se analizarán bajo los lineamientos de las Normas de Calidad del Servicio de Distribución de Electricidad (NCSD), el establece que las diferencias porcentuales permitidas son del 10% respecto al valor nominal. Para evaluar este lineamiento aplica la siguiente expresión: |

|

(3.4)

36

Donde: Vnom: Voltaje nominal. Vm: Voltaje medido. %ΔV: Diferencia porcentual de tensión. Por otra parte se construirá la curva de voltaje a través del tiempo para observar su comportamiento de manera detallada. 3.4.2 Curva de demanda de potencias. Su elaboración se realiza a través de los parámetros almacenados por el analizador de redes portátil. Esta curva permite observar la evolución tanto de la potencia activa como la reactiva y la aparente en el tiempo. Con lo que se establece el horario ocurren los picos de potencia.

CAPÍTULO IV RESULTADOS OBTENIDOS EN LA AUDITORIA

4.1 Registro de medición El registro se efectúo en subestaciones que no posean un sistema de compensación reactiva y en las que cuyos procesos se vean destinados directamente a la producción de vehículos. De esta manera por medio de las tablas 3.2 y 3.3 podemos establecer las subestaciones a estudiar mostradas a continuación en la tabla 4.1. Tabla 4.1. Subestaciones a estudiar. Subestación Transformador #

Capacidad (kVA)

1

1000

2

1000

4

1000

7

1000

8

1000

9

1000

13

1

1000

ECOAT

2

2500

1 2 3

Las hojas de registro de cada transformador estudiado no se presentan en este informe, ya que son muy extensas.

38

4.2 Estado actual de las subestaciones. La auditoria permitió conocer el estado previo de los transformadores de las subestaciones seleccionadas. En el ANEXO G, se observa dicho estado y en el ANEXO H se observan las gráficas de voltaje y corriente de cada transformador respectivamente. 4.2.1 Niveles de tensión Aplicando la expresión descrita en el apartado 3.4.1 se realizo el cálculo para conocer la diferencia porcentual de tensión. Este cálculo se realiza utilizando los valores máximos, mínimos y promedios de voltaje obtenidos anteriormente en el apartado 4.2, obteniendo como resultado los valores mostrados en las tablas 4.2 y 4.3. Tabla 4.2. Resultado obtenido para el cálculo de la diferencia porcentual de tensión para la jornada de 24 horas. %ΔV

%ΔV

%ΔV

Promedio

Máximo

Mínimo

1

1,18%

2,12%

5,82%

2

1,27%

2,12%

5,82%

4

2,86%

5,61%

1,37%

7

2,77%

0,41%

5,10%

8

2,92%

1,49%

5,10%

9

0,29%

2,48%

2,93%

13

1

1,92%

1,40%

6,18%

ECOAT

2

2,00%

0,21%

4,58%

Subestación Transformador 1 2 3

Tabla 4.3. Resultado obtenido para el cálculo de la diferencia porcentual de tensión para la jornada de 7:00 am hasta 4:00 pm. %ΔV

%ΔV

%ΔV

Promedio

Máximo

Mínimo

1

4,56%

0,77%

5,82%

2

4,17%

1,85%

5,82%

Subestación Transformador 1

39

%ΔV

%ΔV

%ΔV

Promedio

Máximo

Mínimo

4

0,49%

3,08%

1,37%

7

3,65%

1,49%

5,10%

8

3,90%

2,21%

5,10%

9

1,51%

2,12%

2,93%

13

1

4,94%

2,21%

6,18%

ECOAT

2

3,67%

1,04%

4,58%

Subestación Transformador 2 3

Basándonos en las Normas de Calidad del Servicio de Distribución Venezolano, encontramos a todas las subestaciones con niveles de tensión adecuados, ya que las variaciones de voltaje máximas encontradas son del 6.18%, la cual se encuentra dentro del rango establecido por dicha norma (10%). 4.2.2 Levantamiento de la curva de carga Para determinar la carga real que posee cada transformador, se tomo como base principal la data almacenada del registro de medición para conocerla. Este registro permitió construir graficas de potencia a lo largo del tiempo. En el ANEXO I, se observa el comportamiento de la potencia activa, reactiva y aparente a través del tiempo para cada transformador estudiado. Por medio de la construcción de las gráficas de potencia activa, reactiva y aparente, podemos inferir las siguientes características:  La carga no muestra un comportamiento constante.  En la jornada laboral la carga aumenta de manera significativa. Posteriormente esta va decreciendo hasta comenzar una nueva jornada laboral.  Para el transformador 4 de la subestación 2 es necesario ampliar la información de la curva de carga, ya que la carga asociada a este transformador consiste en su mayoría en pistolas de soldadura tipo punto, las cuales producen una corriente significativa, pero en tan solo breves segundos. Por lo que se construirá la curva de corriente máxima mostrada en el ANEXO L, en el observamos que efectivamente la corriente alcanza

40

grandes valores en la jornada laboral por lo que el cálculo del requerimiento de compensación se realizara tomando en cuenta los valores máximos alcanzados en cada recolección de información.  Al momento de realizar el registro de medición en el transformador 9 de la subestación 3, se encontraba en mantenimiento las cargas asociadas a este mismo, dando como resultado bajos consumos de potencia. El cálculo del requerimiento de compensación se realizará a partir del promedio de los transformadores 7 y 8 de la misma subestación, ya que su carga asociada es muy similar.  El transformador 2 de la subestación ECOAT también presenta bajo consumo de potencia. Sin embargo se considerara un incremento de carga del 25% puesto a que se están efectuando trabajos para ampliar líneas de producción y en él se está incorporando la nueva carga. 4.2.3 Armónicos en el sistema Por medio del apartado 2.3.4 sabemos que la presencia de armónicos afectara al sistema con pérdidas de capacidad en las líneas, sobrecarga en los transformadores, caídas de tensión, descalificación de transformadores, entre otras. Por otro lado permitirá conocer si será necesario aplicar filtros de rechazo a nuestros equipos de compensación si el contenido armónico es elevado y existe un riesgo de resonancia. Es importante mencionar que el cálculo para conocer este riesgo de resonancia no se realizó debido a que no estaba dentro de los objetivos del proyecto. A través del registro de medición se consiguieron los valores totales de distorsión armónica de tensión y de corriente. Además por medio de los armónicos correspondientes por cada fase se realizo el cálculo del factor de descalificación de los transformadores evaluados. 4.2.3.1 Tasa de distorsión armónica total En las tablas 4.4 y 4.5, se observan los resultados obtenidos para el cálculo del valor promedio de las distorsiones totales máximas y promedio, de tensión y corriente, calculadas por medio del registro de medición.

41

Tabla 4.4. Promedio de distorsión total máxima y mínima de voltaje y corriente para la jornada de 24 horas.

Subestación Transformador 1 2 3 13 ECOAT

1 2 4 7 8 9 1 2

%THDmax %THDmax %THDpromedio %THDpromedio Voltaje Corriente Voltaje Corriente 1,73 1,63 6,30 1,63 1,50 1,67 5,33 1,80

3,53 10,47 73,83 2,13 2,00 13,93 44,47 5,90

1,25 1,29 1,83 1,17 0,97 1,08 3,43 1,31

1,72 4,95 16,51 1,43 1,20 2,98 20,86 3,27

Tabla 4.5. Promedio de distorsión total máxima y mínima de voltaje y corriente para la jornada de 7:00 am hasta las 4:00 pm.

Subestación Transformador 1 2 3 13 ECOAT

1 2 4 7 8 9 1 2

%THDmax %THDmax %THDpromedio %THDpromedio Voltaje Corriente Voltaje Corriente 1,53 1,43 6,07 1,57 1,27 1,40 4,53 1,47

2,03 4,03 73,83 1,90 1,93 2,53 11,70 3,97

1,11 1,18 1,31 1,19 0,90 1,06 3,77 1,03

1,20 2,89 17,27 1,32 1,31 1,66 9,23 2,96

Por medio de los resultados mostrados en ambas tablas se concluye que:  La subestación 1, 3 y ECOAT, se encuentran dentro del rango de tolerancia establecido [6] mostrado en el apartado 3.3.4.3.  El transformador 4 de la subestación 2 presenta valores elevados de distorsión armónica. Lo cual se debe a la característica de carga asociada al transformador, esta se identifica por poseer procesos que son destinados a realizar trabajos de soldadura a través de pistolas tipo punto, las cuales son cargas bifásicas que generan gran desbalance en el transformador generando y gran cantidad de armónicos al sistema. Basándonos en las

42

estándar [6], esta indica que a partir de un 5% y un 15% de distorsión armónica, de tensión y corriente respectivamente, es necesario tomar medidas al respecto, por lo cual se va a optar por usar condensadores con filtros de rechazo para realizar la corrección del factor de potencia en este transformador.  El transformador 1 de la subestación 13 presenta

valores elevados de distorsión

armónica de corriente máxima. Sin embargo, observando la corriente y la taza de distorsión armónica en este transformador, se determina que estos valores máximos ocurren en su mayoría para una corriente menor a 200A, que comparándola con la corriente promedio esta es pequeña. Es por esto que se concluye que no será necesario implementar condensadores con filtro de rechazo para evitar cualquier riesgo de resonancia. 4.2.3.2 Factor de descalificación del transformador Este estudio se realizó con el fin de conocer cómo afecta la presencia de armónicos en el sistema a la potencia útil de los transformadores. En nuestro caso se evaluó hasta el orden de armónico número 30, y por medio de las ecuaciones 2.17 se procedió a realizar el cálculo. En las tablas 4.6 y 4.7 se observan los resultados obtenidos. Tabla 4.6. Factor de descalificación y porcentaje de potencia útil de los transformadores estudiados considerando la jornada completa (24 horas).

Subestación Transformador 1 2 3 13 ECOAT

1 2 4 7 8 9 4 2

Factor K

% de Potencia Útil

1,049015 1,103326 2,918604 1,009583 1,011576 1,051130 4,093145 1,232843

95,33% 90,64% 34,26% 99,05% 98,86% 95,14% 24,43% 81,11%

43

Tabla 4.7. Factor de descalificación y porcentaje de potencia útil de los transformadores estudiados considerando la jornada laboral (7 am a 4 pm).

Factor K

% de Potencia Útil

1,0110436 1,0314508 2,5252018 1,0066358 1,0117841 1,017761 1,3627789 1,1313335

98,91% 96,95% 39,60% 99,34% 98,84% 98,25% 73,38% 88,39%

Subestación Transformador 1 2 3 13 ECOAT

1 2 4 7 8 9 4 2

Las tablas mostradas anteriormente reflejan los resultados del factor de descalificación de los transformadores estudiados, considerando las expresiones descritas en el apartado 2.6. En su mayoría el factor de descalificación no afecta más de 4% a la potencia útil del transformador. Con respecto a los valores obtenidos para la subestación 13 se observa que la disminución de la potencia útil es muy elevado, pero estos valores no son certeros, ya que al momento de realizar el cálculo se toma la corriente fundamental registrada en cada muestra como la corriente base del sistema, por lo que obtenemos corrientes armónicas de elevados porcentajes para un valor pequeño de corriente (menor a 200A). Evaluando la subestación 2 observamos que la incidencia de cargas no lineales en el sistema afecta el desempeño del transformador reduciendo su potencia útil entre un 55% y un 60%. Es por esto que se recomienda a la Ford Motors de Venezuela tomar medidas para la reducción de los armónicos en esta subestación. 4.3 Factor de Potencia En la siguiente tabla observamos el valor promedio y el valor mínimo de factor de potencia que se consiguieron a través de la auditoria.

44

Tabla 4.8. Factor de potencia promedio y mínimo de cada transformador estudiado. Jornada Completa Subestación Transformador

1 2 3 13 ECOAT

1 2 4 7 8 9 1 2

Jornada Laboral

Factor de Potencia Promedio

Factor de Potencia Mínimo

Factor de Potencia Promedio

Factor de Potencia Mínimo

0,82 0,84 0,63 0,79 0,87 0,86 0,87 0,96

0,77 0,72 0,00 0,77 0,85 0,79 0,00 0,82

0,77 0,82 0,79 0,78 0,86 0,86 0,88 0,92

0,78 0,80 0,60 0,77 0,86 0,82 0,87 0,85

Detallando la tabla anterior se nota claramente que los valores más bajo de factor de potencia ocurren en la jornada laboral, ya que es cuando se encuentra la mayor parte de los servicios activos. También notamos que en su mayoría se encuentra por debajo de 0.82 inductivo alcanzando en el peor caso valores promedio de 0.72 en algunos de los transformadores estudiados. Para el cálculo del requerimiento de compensación reactiva partiremos del valor promedio obtenido en la jornada laboral para cada transformador.

CAPITULO V PLANTEAMIENTO DE ALTERNATIVAS PARA EL DISEÑO DE BANCOS DE COMPENSACIÓN DE ENERGÍA REACTIVA

Para realizar la corrección del factor de potencia en la planta Ford Motors de Venezuela a un valor promedio de 0.95 nos basaremos en el siguiente esquema de opciones mostrado en la figura 5.1.

Figura 5.1. Esquema de alternativas de compensación en baja tensión. Para determinar la opción técnica más adecuada a cada transformador, debemos tomar en cuenta que existen diferentes tipos y métodos de compensación, las cuales desglosan una serie de aspectos que se analizaran hasta obtener la alternativa que se ajuste más a los requerimientos del transformador.

46

5.1 Cálculo de compensación reactiva necesaria. Para elaborar el cálculo se tomara como valor deseado un factor de potencia igual a 0.95 y como valor actual el promedio obtenido a través de la auditoria. Por lo tanto aplicando la expresión 2.10 descrita en el apartado 2.2.1 obtenemos inicialmente el requerimiento para el diseño del banco de condensadores por parte de cada uno de los transformadores estudiados. Esto lo podemos observar en la tabla 5.1. Tabla 5.1. Compensación reactiva necesaria por subestación tomando en cuenta la jornada completa.

Subestación 1 2 3 13 ECOAT

Transformador

Factor de Potencia promedio

1 2 4 7 8 9 1 2

0,82 0,84 0,79 0,79 0,87 0,86 0,87 0,89

Potencia Activa promedio (kW) 363 392 95 492 624 141 482 140

Compensación Reactiva necesaria promedio (kVAr) 133 127 42 217 146 36 112 24

La potencia activa promedio fue adquirida a través de la auditoria al igual que el factor de potencia promedio. Por otro lado la compensación reactiva necesaria se obtuvo por medio de los valores promediados de la potencia y factor de potencia. Inicialmente se realizó el cálculo considerando la jornada completa que consta de 24 horas sin embargo es un primer calculo que permite adquirir de manera aproximada la compensación reactiva. Para obtener un cálculo más exacto, se tomará en cuenta las horas donde ocurre la máxima demanda, por lo que se realizará un nuevo cálculo tomando en cuenta las horas de producción o las horas laborables en la planta (7:00 am ha 4:00 pm), ya que es en este periodo donde ocurre la máxima demanda por parte de la planta.

47

Retomando las gráficas de potencias activa, reactiva y aparente mostradas en el ANEXO I, detallamos que en las horas de producción es cuando ocurre la demanda máxima. Finalmente se realizó el cálculo de manera igual que para la tabla 5.1 pero se considerara la jornada laboral, obteniendo el resultado mostrado en la siguiente tabla. Tabla 5.2. Compensación reactiva necesaria por subestación tomando en cuenta la jornada laboral.

Subestación

Transformador

Factor de Potencia promedio

1 2 4 7 8 9 1 2

0,78 0,82 0,79 0,78 0,86 0,86 0,88 0,88

1 2 3 13 ECOAT

Potencia Activa promedio (KW) 485 527 74 552 691 188 769 173

Compensación Reactiva necesaria promedio (KVAR) 229 198 33 259 183 48 163 37

Comparando las tablas 5.1 y 5.2 observamos que existe un incremento considerable del requerimiento necesario para la compensación de energía reactiva al tomar en cuenta la jornada laboral. Esto ocurre debido a que la demanda aumenta, llevando consigo un aumento en la potencia reactiva y por ende un aumento en el requerimiento. Con respecto a la subestación 2 se realiza un nuevo cálculo en donde se toma en cuenta lo descrito en el apartado 4.2.2. 5.1.1 Casos especiales. En la tabla 5.3 observamos los diferentes transformadores a los que son necesarios realizar un análisis más profundo para poder obtener un cálculo del requerimiento reactivo más exacto. De igual manera se analizara solo en las jornadas de producción.

48

Tabla 5.3. Observaciones en transformadores. Subestación Transformador 2

4

3

9

ECOAT

2

Observación Ocurren grandes valores de corriente en cortos periodos debido a que en su mayoría la carga viene asociada a pistolas de soladuras punto-punto. Por lo que es necesario realizar el cálculo del requerimiento reactivo considerando este hecho. Cuando se llevo a cabo el registro de medición, específicamente la carga asociada al transformador 9 se encontraba en mantenimiento, obteniéndose en el registro bajos niveles en la demanda. Sin embargo, la carga asociada a la subestación 3 corresponde en su mayoría a compresores, esta está distribuida de manera muy equilibrada en los 4 transformadores que corresponden a dicha subestación. Es por esto que tomaremos en cuenta el valor promedio del requerimiento necesario para el transformador 7 y 8 de la misma subestación para establecer el requerimiento compensativo necesario en el transformador 9 de la subestación 3. A pesar de obtener valores bajos de demanda, por pedido de la empresa contratante se deberá tomar en cuenta que existe un 40% de utilización de dicho transformador, ya que se está realizando un incremento de carga lo que traerá como consecuencia el aumento por parte de la demanda en el transformador.

Observando la tabla mostrada anteriormente podemos implementar lo siguiente respecto a cada transformador: 1) Transformador 4 de la subestación 2: tomando en cuenta los valores máximos de potencia se realiza un nuevo cálculo para el requerimiento reactivo. Este es obtenido por medio del registro de la data, en el cual obtenemos una potencia activa promedio de 281 kW y un factor de potencia promedio de 0,79. Aplicando la expresión 2.10 obtenemos:

(5.1)

49

2) Transformador 9 de la subestación 3: el nuevo cálculo se realiza promediando el resultado obtenido para el requerimiento reactivo necesario de los transformadores 7 y 8 de la subestación 3 mostradas en la tabla 5.2. Aplicando la siguiente expresión:

(5.2) Donde de la tabla 5.2 obtenemos los valores correspondientes a la compensación requerida tanto para el transformador 7 como para el 8 de la subestación 3. Entonces:

(5.3)

(5.4) Finalmente el requerimiento por parte del transformador 9 es de 221KVAR. 3) Transformador 2 de la subestación ECOAT: este transformador posee una potencia nominal de 2500KVA; considerando que su uso es de un 40%, la potencia demandada estaría en el orden de los 1000KVA. Como desconocemos el factor de potencia, lo aproximaremos a un valor de 0.8. Aplicando la expresión 2.10 obtenemos el siguiente resultado:

50

(5.5) 5.2 Análisis de alternativas. Una compensación en baja tensión trae consigo los siguientes aspectos positivos: liberación de la capacidad del sistema, aumento de la tensión en las barras, reducción de la potencia aparente, descarga de transformadores, descarga de cables, disminución de pérdidas por efecto joule. La mejor alternativa depende directamente de las ventajas técnicas, además si esta es viable aplicarla a la subestación. La compensación en baja tensión se realiza en cada subestación y se puede aplicar la compensación individual, grupal o central. Por otra parte los bancos de condensadores tienen dos métodos de compensación, la compensación fija o la automática que puede ser maniobrada con tiristores o con contactores. 5.2.1 Tipo de compensación. 5.2.1.1 Compensación individual. Una compensación individual es la mejor opción técnica, sin embargo existen desventajas que no permitirán su aplicación. Su costo es elevado debido a que se necesitaría el equipamiento necesario como: contactores, relés, cerramiento, regulador, entre otros para cada carga a compensar. Sin embargo, este costo se puede reducir aplicando una compensación fija, pero podría ocasionar problemas de sobrecompensación para cargas mínimas del sistema. Es por esto que solo es recomendada su uso para motores mayores de los 200hp y si deseamos realizar una compensación exitosa en la subestación será necesario compensar toda la carga de la misma, por lo que se descarta la compensación individual.

51

5.2.1.2 Compensación grupal. La compensación grupal es la segunda opción técnica más adecuada. Sin embargo se desea compensar toda la carga asociada a cada transformador para suprimir el consumo de energía reactiva por lo que de igual manera se descarta esta opción ya que no se compensaría toda la carga de la subestación. 5.2.1.3 Compensación centralizada. Al realizar una compensación centralizada en cada transformador permite la liberación de capacidad en el transformador, aumenta los niveles de tensión en las barras, suprime las penalizaciones por consumo de energía reactiva. A pesar de no lograr suprimir las pérdidas por efecto joule en los conductores, es recomendable realizar este tipo de compensación ya que permite realizar la compensación de energía reactiva de manera efectiva en toda la carga asociada al transformador. Por lo tanto este tipo de compensación centralizada es la recomendada para aplicarla en todos los transformadores estudiados. 5.2.2 Método de compensación. Realizar una compensación fija, podría ocasionar problemas de sobrecompensación en las jornadas no laborables (4 pm a 7 am), debido a la carga mínima existente en la planta. Además dependerá del factor humano la desconexión o conexión de la misma, añadiendo el error humano a las maniobras de apertura y cierre de los bancos capacitivos. Una compensación automática es la más innovadora, ya que como sabemos la carga de cada una de los transformadores estudiados no es constate, lo que permite al banco de condensadores seguir la evolución de la carga a través del regulador a lo largo del tiempo agregando diferentes escalones de potencia manteniendo el factor de potencia deseado. Es importante mencionar que para el transformador 4 de la subestación 2 se realizará la maniobra automática a través tiristores debido a que la potencia demandada varia en el orden de los milisegundos, lo cual requiere un seguimiento instantáneo de la potencia reactiva para poder realizar las maniobras en el orden de los 20 milisegundo y mantener el factor de potencia

52

deseado. Mientras que para el resto de los transformadores se opta por maniobras a través de contactores ya que la evolución de la potencia reactiva no requiere un seguimiento constante como el transformador 4 de la subestación 2. 5.2.3 Condensadores con filtro de rechazo. La implementación de filtro de rechazo en los bancos de condensadores tiene la finalidad de proteger el equipo contra sobrecargas generadas por las tensiones amplificadas, además de protegerlo ante el desplazamiento de la resonancia fuera de las frecuencias a las que se inyectan los armónicos. Para la seleccionar a que transformadores será necesario aplicar filtros de rechazo basta con saber la distorsión armónica existente. En el capitulo anterior (4.2.3.1) se concluye que el transformador 4 de la subestación 2 presenta elevados en cuanto a distorsión armónica por lo que para proteger nuestro banco de condensadores se implementara filtros de rechazo a este banco de condensadores. Mientras que para los demás no es necesario su uso. 5.3 Caracterización de banco de condensadores según catalogo del fabricante. En la tabla 5.4, encontramos nuestra recomendación inicial para aplicar la compensación en baja tensión a los diferentes transformadores estudiados. Sin embargo es necesario ajustar esta opción a través del catalogo del fabricante puesto que el requerimiento reactivo final deberá tener un valor comercial para poder solicitarlo al fabricante. En la tabla 5.4. Requerimiento reactivo recomendado correspondiente a cada transformador. Subestación 1 2 3

Transformador 1 2 4 7 8 9

Compensación Reactiva necesaria promedio (KVAR) 229 198 125 259 183 221

53

Subestación

Transformador

13 ECOAT

1 2

Compensación Reactiva necesaria promedio (KVAR) 163 337

En el ANEXO M se encuentra el catalogo de los banco de condensadores automáticos que provee el fabricante (CIRCUTOR). Realizando una corrección por un factor de seguridad del 20% seleccionaremos la opción más cercana disponible. Este factor de seguridad considera el posible crecimiento de la subestación. Por otra parte al transformador de la subestación de ECOAT no se realizara este ajuste puesto a que ya se está considerando el crecimiento previsto por parte de la empresa contratante. En la siguiente tabla, se muestra una comparación entre el requerimiento compensativo y el banco seleccionado a través del catalogo del fabricante. Tabla 5.5. Cuadro comparativo entre el requerimiento compensativo y el banco seleccionado.

Subestación 1 2 3 13 ECOAT

Transformador 1 2 4 7 8 9 1 2

Compensación Reactiva necesaria (KVAR) 275 238 150 311 220 265 196 337

Banco seleccionado (KVAR) 300 285 150 300 225 225 225 300

A través del cuadro comparativo mostrado anteriormente observamos que en su mayoría los bancos seleccionados no corresponden a su requerimiento necesario, esto se debió a que en su momento el fabricante no contaba con la disponibilidad del equipo de compensación. Esto trajo como consecuencia directa que se adaptara cada transformador de acuerdo con la disponibilidad que tuvo el fabricante de los equipos.

54

Es importante mencionar que los pedidos de los equipos fueron realizados para una tensión nominal de 480V lo que afecto la disponibilidad de los equipos. En la tabla 5.6, se muestra el planteamiento final de los bancos de compensación. En la figura 5.1, se observa en el diagrama unifilar de media tensión resaltando la ubicación circuital de los equipos de compensación. 5.4 Estado final del sistema eléctrico en las subestaciones compensadas. Una vez realizada la implementación de la compensación, se realizaron mediciones puntuales por medio de los reguladores que posee cada equipo de compensación para conocer el estado antes de realizar la compensación y después de la compensación. Por otra parte con la ayuda de la empresa proveedora del servicio eléctrico de la planta (EnergyWorks), se realizó el monitoreo final del factor de potencia una vez puesta en marcha todos los equipos de compensación. En la tabla 5.7, se muestra el estado previo a la puesta en marcha. Mientras que en la tabla 5.8, se observa el estado de los transformadores al realizar la puesta en marcha de los equipos de compensación de energía reactiva. Estas muestras puntuales se realizaron aproximadamente a las 2 pm, en ese horario la planta se encuentra a plena carga. En las tablas 5.7 y 5.8, se observa la mejora del factor de potencia en todas las subestaciones, además existe una mejora en el nivel de tensión en bornes. Observando la subestación ECOAT, en el transcurso de la elaboración y ejecución del proyecto ya se ha incrementado, debido a la implementación de nuevas cargas en dicho transformador. Por otra parte el transformador 9 de la subestación 3, ha aumentado la demanda, pero aun se mantienen los trabajos de mantenimiento en la sala de compresores.

55

Con respecto a estado final del factor de potencia del sistema eléctrico de la Planta Ford Motors de Venezuela se encontró al momento de realizar la medición puntual en 0.9. Este valor fue registrado por la empresa proveedora del servicio eléctrico de la planta.

56

Tabla 5.6. Planteamiento final de compensación.

Subestación Transformador

Tipo de Compensación

1

Central

2

Central

4

Central

7 3

8

Especificaciones

300

(10x30) kVAr

285

(15+9x30) kVAr

150

(2x25+2x50) kVAr

Central

300

(10x30) kVAr

Central

225

(15+7x30) kVAr

225

(15+7x30) kVAr

1

2

Banco de Método de Condensadores Compensación (KVAR)

Automática a través de Contactores Automática a través de Tiristores

Automática a través de Contactores

9

Central

13

1

Central

225

(15+7x30) kVAr

ECOAT

2

Central

300

(10x30) kVAr

57

Figura 5.2. Diagrama unifilar de media tensión resaltando la ubicación de los equipos de compensación.

58

Tabla 5.7. Estado de los transformadores antes de realizar la compensación. S/E 1 2 3 13 ECOAT

TRX 1 2 4 7 8 9 1 1

V Línea (V) I Línea (A) 461,67 462,33 463 461,33 457,67 476 459,33 467,67

839,67 922,67 473,5 855 1113,33 275,67 1207,33 811,53

Fp 0,8 0,84 0,72 0,82 0,87 0,89 0,89 0,86

P Activa (kW) 537,14 620,64 273,4 560,22 767,81 202,27 854,88 565,33

Q Reactiva (kVAr) 402,85 400,89 263,51 391,03 435,14 103,63 437,97 335,45

S Aparente (kVA) 671,42 738,86 379,72 683,19 882,54 227,28 960,54 657,36

Tabla 5.8. Estado de los transformadores después de la compensación. S/E 1 2 3 13 ECOAT

TRX 1 2 4 7 8 9 1 1

V Línea (V) I Línea (A) 477 470 476,33 474,67 468 484 470,33 471,33

689,33 797 417 719,33 1013,33 268,33 1092,67 701,77

Fp 0,97 0,96 0,98 0,98 0,96 0,99 0,97 0,95

P activa (kW) 552,43 622,86 330,48 579,57 788,55 197,79 863,43 544,26

Q reactiva (kVAr) 138,45 181,67 67,10 117,69 229,99 28,18 216,4 28,65

S Aparente (kVA) 569,52 648,81 337,23 591,4 821,41 199,79 890,13 545,01

59

CONCLUSIONES La puesta en marcha de este proyecto se basó en el requerimiento final especificado por la empresa solicitante en relación a la corrección del factor de potencia. Gran parte fundamental del proyecto fue el estudio técnico de las condiciones del sistema para cada transformador a través de la realización de la auditoria energética. Este estudio no solo permitió conocer a fondo las condiciones en que se encontraba el sistema eléctrico, sino además permitió conocer el requerimiento necesario de energía reactiva a compensar por cada transformador. La importancia de una auditoria energética en el sector industrial es la adquisición de conocimientos referentes al estado actual de su sistema eléctrico. Muchas empresas desconocen el estado en que se encuentra su sistema eléctrico, es por esto que necesitan realizar estudios de carga habitualmente, para así conocer cómo ha ido evolucionado a lo largo del tiempo y percibir en qué condiciones se encuentra el sistema eléctrico en su instalación. Al auditar el sistema eléctrico de la planta, tienda comercial, unidad productiva, entre otras, se logra determinar si dicho sistema puede permitir el ingreso de nuevas cargas, o si es necesario aplicar adecuación o redistribución de las mismas; además permite conocer si se hace uso eficiente de la energía comprada o auto-generada, si se están cumpliendo con las rutinas de operación de las maquinarias y procesos productivos, si los conductores usados en el sistema se encuentran saturados o sobredimensionados, así como diagnosticar si los niveles de tensión se encuentran entre el rango de tolerancia, entre otras características. La realización de una auditoria energética en subestaciones principales de la planta Ford Motors de Venezuela además de conocer las condiciones de su sistema eléctrico, permitió realizar un levantamiento de la curva de carga para cada transformador estudiado, para así establecer un primer cálculo para el requerimiento compensativo necesario. Los resultados de la auditoria arrojaron lo siguiente: 1. Se registró que los niveles máximos de cargas ocurren entre las 7:00 am hasta las 4:00 pm.

60

2. Se verificó que los valores porcentuales de tensión se encontraran dentro de lo establecido por la Norma de Calidad de Servicio Eléctrico. 3. Se realizo el levantamiento de carga el cual dio a conocer el comportamiento de la demanda a través del tiempo y así realizar un primer cálculo del requerimiento reactivo necesario. A través de esto se concluye aplicar el uso de la conmutación de tiristores en el transformador 4 de la subestación 2, ya que esta presenta variaciones rápida en su curva de demanda y esta aplicación permite seguir rápidamente la evolución de la curva de carga en el tiempo. 4. Se determinaron los puntos de compensación, en ellos se opto por realizar una compensación centralizada. La compensación central es la mejor opción ya que sabemos que una compensación individual es recomendable para motores de gran potencia, y en general la carga de la planta son en gran parte en motores de baja potencia; por lo cual su implementación traería gran mantenimiento y dificultad para percibir fallas en el funcionamiento de los capacitores. 5. Se concluye aplicar una compensación automática, ya que no depende del factor humano para la conexión y desconexión del sistema de compensación. Si se aplica una compensación fija traería como consecuencia directa alzas en los niveles de tensión en las jornadas no laborables de no ser desconectados del sistema el banco de condensadores,

ya

que el

consumo de

carga

es

mínima

existiendo una

sobrecompensación que acarrearía un incremento de tensión violando las Normas de Calidad del Servicio de Distribución Venezolano. Este tipo de compensación es capaz de seguir la evolución de la curva de carga de la instalación manteniendo el factor de potencia deseado firme a través del tiempo. 6. Se determinó el contenido armónica en cada subestación, encontrando la subestación 2 con gran contenido armónico (supera la taza de distorsión armónica de corriente en un 30%). Por lo que se aplicara el uso de filtros de rechazo en el sistema de compensación para proteger a los mismos contra la resonancia. La recomendación final para la corrección del factor de potencia es aplicar el tipo de compensación centralizada automática a través de la conmutación de contactores y por medio de

61

tiristores en aquellos transformadores cuya carga presenten variaciones instantáneas a lo largo del tiempo. Para Ford Motors de Venezuela la corrección del factor de potencia no solo se refleja en el ahorro energético (se ahorra aproximadamente 2MVA), si no que existe la posibilidad de aumentar su demanda para incrementar el número de producción de vehículos. Además con un factor de potencia por encima de 0.9, se encuentran dentro de los parámetros suscritos por el contrato entre la proveedora del servicio eléctrico (EnergyWorks) y la planta, el cual obliga a EnergyWorks a mejorar sus servicios para disminuir los cortes inesperados de energía. Recordando que un corte de energía en la planta equivale a grandes pérdidas monetarias ya que se paraliza la producción de vehículos. La corrección del factor de potencia es de gran innovación para la planta, ya que es una solución simple y rápida para aumentar la capacidad de producción de vehículos.

62

RECOMENDACIONES Al realizar el recorrido por las subestaciones, la mayoría de los equipos de medición de los tableros (medidores de voltaje, corriente y potencia) se encontraban deteriorados, ya que en su mayoría permanecían fuera de servicio y algunos arrojaban una medición errónea. Además se observaron transformadores fuera de servicio y además mal ubicados. Por lo que se recomienda a Ford Motors de Venezuela realizar una inspección a cada subestación para elaborar un inventario de los equipos que se encuentran fuera de servicio y tomar las medidas necesarias al respecto. Es recomendable aplicar una compensación fija a cargas cuya demanda en el tiempo permanezca constante, recordemos que un buen funcionamiento de una compensación fija dependerá en gran parte del factor humano, ya que este se encargaría de la conexión y desconexión del sistema de compensación. Con respecto a la conmutación a través de tiristores es de gran innovación su implementación en sistemas cuya curva de carga presente variaciones rápidas a lo largo del tiempo. Esta implementación permite seguir la evolución de la potencia reactiva de manera instantánea realizando maniobras para agregar los diferentes escalones de potencia que permitan mantener el factor de potencia deseado. Además su vida útil (apertura/cierre) es mucho mayor a la conmutación a través de los contactores. Se recomienda a la planta tomar medidas en lo que respecta al transformador 4 de la subestación 2, ya que los niveles de distorsión armónica son elevados superando la estándar de la IEEE 519-1992. Esta puede implementar filtros de absorción o filtros activos los cuales son explicados en el apartado 2.7. También pueden realizar una segregación de carga para intentar mantener el sistema lo mas balanceado posible disminuyendo la taza de distorsión armónica.

63

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 1. IEEE, Std. 141-1993. “Electric Power Distribution for Industrial Plants”. pp 402-449. 2. CADAFE. Marzo 1978. “Guía Industrial, Control del Factor de Potencia”. 3. SERRA, Jordi. 2007. “Guía técnica de eficiencia energética eléctrica”. CIRCUTOR. 4. Schneider. “La compensación de energía reactiva”. Manual Teórico Práctico. Se puede encontrar en http://www.schneiderelectric.com.ar/documents/recursos/myce/capitulo02_1907.pdf. Consultado el 27 de octubre de 2010. 5. CIRCUTOR. “Baterías automáticas, B.T.”. Folleto R ¾.01 E. 6. IEEE Std. 519-1992. “Recommended Practices and Requeriments for Harmonic Control in Electrical Power Sistems”. 7. IEEE Std. 1159-1995. “Recommended Practices for Monitoring Electric Power Quality”. 8. K-Factor Transformers and Nonliner Loads. Se puede encontrar http://www.emersonnetworkpower.co.in/KnowledgeCenter/Whitepapers/KFactorTransformer.pdf. Consultado el 2 de agosto de 2010.

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Design

of

11. CIRCUTOR. “Baterías de rechazo y filtros de armónicos”. Folleto R.5/6/7.01 E.

K-Factor

64

ANEXO A PROTECCIONES ASOCIADAS DEL GENERADOR

65

66

ANEXO B DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA DE GENERACIÓN DE LA PLANTA FORD MOTORS DE VENEZUELA

67

68

AÉNDICE C ESQUEMA DE DISTRIBUCION DE ENERGÍA ELECTRICA DE LA PLANTA FORD MOTORS DE VENEZUELA

69

70

ANEXO D CARACTERÍSTICAS BÁSICAS DEL ANALIZADOR AR5-L

71

72

ANEXO E PARÁMETROSS A ALMACENAR PARA DIFERENTES TIPOS DE CIRCUITOS

73

74

75

ANEXO F ESQUEMA DE CONEXIÓN DEL EQUIPO DE MEDICIÓN

76

77

78

79

80

81

ANEXO G ESTADO TECNICO DE LOS TRANSFORMADORES ANTES DE REALIZAR LA COMPENSACIÓN

82

Tabla G.1. Estado técnico del transformador 1 de la subestación 1.

Parámetros Factor de Potencia Tensión Línea-Línea Trifásica (V) Corriente de Línea Trifásica (A) Potencia Activa Trifásica (kW) Potencia Reactiva Trifásica (kVAr) Potencia Aparente Trifásica (kVA) % de Utilización del Transformador Factor de Descalificación del Transformador % de Potencia Útil del Transformador

Mínimo Promedio Mínima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máximo K Promedio

Jornada de 24 Horas 0,77 0,82 452,07 474,32 490 550,08 812 363,44 507,00 258,98 398,00 446,77 640,00 44,68% 64,00% 1,04901532 95,33%

Jornada de 7:00 am hasta 4:00 pm 0,77 0,78 452,07 458,13 476,31 778,96 812 484,95 507,00 383,29 398,00 617,61 640,00 61,76% 64,00% 1,011043554 98,91%

83

Tabla G.2. Estado técnico del transformador 2 de la subestación 1.

Parámetros Factor de Potencia Tensión Línea-Línea Trifásica (V) Corriente de Línea Trifásica (A) Potencia Activa Trifásica (kW) Potencia Reactiva Trifásica (kVAr) Potencia Aparente Trifásica (kVA) % de Utilización del Transformador Factor de Descalificación del Transformador % de Potencia Útil del Transformador

Mínimo Promedio Mínima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máximo K Promedio

Jornada de 24 Horas 0,72 0,84 452,07 473,92 490 576,94 917 391,72 604,00 255,27 406,00 468,19 724,00 46,82% 72,40% 1,103326042 90,64%

Jornada de 7:00 am hasta 4:00 pm 0,80 0,82 452,07 460,00 471,12 804,38 917 526,60 604,00 365,23 406,00 640,53 724,00 64,05% 72,40% 1,03145079 96,95%

84

Tabla G.3. Estado técnico del transformador 4 de la subestación 2.

Parámetros Factor de Potencia Tensión Línea-Línea Trifásica (V) Corriente de Línea Trifásica (A) Potencia Activa Trifásica (kW) Potencia Reactiva Trifásica (kVAr) Potencia Aparente Trifásica (kVA) % de Utilización del Transformador Factor de Descalificación del Transformador % de Potencia Útil del Transformador

Mínimo Promedio Mínima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máximo K Promedio

Jornada de 24 Horas 0,00 0,63 473,43 493,74 507 58,69 359 39,30 200,81 18,97 181,40 49,36 299,01 4,94% 29,90% 2,918603664 34,26%

Jornada de 7:00 am hasta 4:00 pm 0,60 0,79 473,43 482,35 494,79 119,22 359 73,96 200,81 45,85 181,40 99,30 299,01 9,93% 29,90% 2,525201815 39,60%

85

Tabla G.4. Estado técnico del transformador 7 de la subestación 3.

Parámetros Factor de Potencia Tensión Línea-Línea Trifásica (V) Corriente de Línea Trifásica (A) Potencia Activa Trifásica (kW) Potencia Reactiva Trifásica (kVAr) Potencia Aparente Trifásica (kVA) % de Utilización del Transformador Factor de Descalificación del Transformador % de Potencia Útil del Transformador

Mínimo Promedio Mínima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máximo K Promedio

Jornada de 24 Horas 0,77 0,79 455,53 466,69 478 765,96 929 492,49 581,00 374,52 460,00 618,43 739,00 61,84% 73,90% 1,009583197 99,05%

Jornada de 7:00 am hasta 4:00 pm 0,77 0,78 455,53 462,47 472,85 877,53 929 552,14 581,00 434,89 460,00 702,27 739,00 70,23% 73,90% 1,006635811 99,34%

86

Tabla G.5. Estado técnico del transformador 8 de la subestación 3.

Parámetros Factor de Potencia Tensión Línea-Línea Trifásica (V) Corriente de Línea Trifásica (A) Potencia Activa Trifásica (kW) Potencia Reactiva Trifásica (kVAr) Potencia Aparente Trifásica (kVA) % de Utilización del Transformador Factor de Descalificación del Transformador % de Potencia Útil del Transformador

Mínimo Promedio Mínima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máximo K Promedio

Jornada de 24 Horas 0,85 0,87 455,53 466,01 473 885,34 1025 623,56 704,00 348,70 415,00 714,02 817,00 71,40% 81,70% 1,011575515 98,86%

Jornada de 7:00 am hasta 4:00 pm 0,86 0,86 455,53 461,30 469,39 1000,11 1025 690,73 704,00 403,23 415,00 799,26 817,00 79,93% 81,70% 1,01178412 98,84%

87

Tabla G.6. Estado técnico del transformador 9 de la subestación 3.

Parámetros Factor de Potencia Tensión Línea-Línea Trifásica (V) Corriente de Línea Trifásica (A) Potencia Activa Trifásica (kW) Potencia Reactiva Trifásica (kVAr) Potencia Aparente Trifásica (kVA) % de Utilización del Transformador Factor de Descalificación del Transformador % de Potencia Útil del Transformador

Mínimo Promedio Mínima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máximo K Promedio

Jornada de 24 Horas 0,79 0,86 465,92 478,61 492 198,89 307 141,04 214,00 82,46 131,00 163,53 251,00 16,35% 25,10% 1,051130197 95,14%

Jornada de 7:00 am hasta 4:00 pm 0,82 0,86 465,92 472,77 490,17 265,12 291 187,53 205,00 107,67 120,00 216,35 237,00 21,64% 23,70% 1,017761043 98,25%

88

Tabla G.7. Estado técnico del transformador 1 de la subestación 13.

Parámetros Factor de Potencia Tensión Línea-Línea Trifásica (V) Corriente de Línea Trifásica (A) Potencia Activa Trifásica (kW) Potencia Reactiva Trifásica (kVAr) Potencia Aparente Trifásica (kVA) % de Utilización del Transformador Factor de Descalificación del Transformador % de Potencia Útil del Transformador

Mínimo Promedio Mínima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máximo K Promedio

Jornada de 24 Horas 0,00 0,87 450,33 470,81 487 675,34 1154 482,15 802,00 223,84 439,00 541,99 916,00 54,20% 91,60% 4,093144794 24,43%

Jornada de 7:00 am hasta 4:00 pm 0,87 0,88 450,33 456,31 469,39 1099,24 1154 769,38 802,00 395,03 431,00 869,48 915,00 86,95% 91,50% 1,362778909 73,38%

89

Tabla G.8. Estado técnico del transformador 2 de la subestación ECOAT.

Parámetros Factor de Potencia Tensión Línea-Línea Trifásica (V) Corriente de Línea Trifásica (A) Potencia Activa Trifásica (kW) Potencia Reactiva Trifásica (kVAr) Potencia Aparente Trifásica (kVA) % de Utilización del Transformador Factor de Descalificación del Transformador % de Potencia Útil del Transformador

Mínimo Promedio Mínima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máxima Promedio Máximo K Promedio

Jornada de 24 Horas 0,82 0,96 458,00 470,39 479,00 194,25 331,00 140,29 237,05 71,60 116,65 157,73 263,17 6,31% 10,53% 1,232843066 81,11%

Jornada de 7:00 am hasta 4:00 pm 0,85 0,92 458,00 462,38 475,00 245,65 331,00 172,99 237,05 93,58 116,65 196,77 263,17 19,68% 26,32% 1,131333535 88,39%

90

ANEXO H GRÁFICAS DE TENSIÓN RESPECTO AL TIEMPO

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Tensión (V)

91

Tensión (Linea-Linea) Vs. Tiempo

500

490

480

470

460

450

440

Tiempo (hh:mm)

L1-L2 L2-L3 L3-L1

Figura H.1. Gráfica de tensión respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 1. Trifásica

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Corriente (A)

92

Corrientes de Linea Vs. Tiempo

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3

Figura H.2. Gráfica de corriente respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 1. Trifásica

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Tensión (V)

93

Tensión (Linea-Linea) Vs. Tiempo

500

490

480

470

460

450

440

Tiempo (hh:mm)

L1-L2 L2-L3 L3-L1

Figura H.3. Gráfica de tensión respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación 1. Trifásica

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Corriente (A)

94

Corrientes de Linea Vs. Tiempo

1200

1000

800

600

400

200

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3

Figura H.4. Gráfica de corriente respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación 1. Trifásica

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Tensión (V)

95

Tensión (Linea-Linea) Vs. Tiempo

520

510

500

490

480

470

460

450

440

Tiempo (hh:mm)

L1-L2 L2-L3 L3-L1

Figura H.5. Gráfica de tensión respecto al tiempo del transformador 4 de la subestación 2. Trifásica

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Corriente (A)

96

Corrientes de Linea Vs. Tiempo

600

500

400

300

200

100

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3

Figura H.6. Gráfica de corriente respecto al tiempo del transformador 4 de la subestación 2. Trifásica

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Tensión (V)

97

Tensión (Linea-Linea) Vs. Tiempo

485

480

475

470

465

460

455

450

445

440

Tiempo (hh:mm)

L1-L2 L2-L3 L3-L1

Figura H.7. Gráfica de tensión respecto al tiempo del transformador 7 de la subestación 3. Trifásica

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Corriente (A)

98

Corrientes de Linea Vs. Tiempo

1000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3

Figura H.8. Gráfica de corriente respecto al tiempo del transformador 7 de la subestación 3. Trifásica

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Tensión (V)

99

Tensión (Linea-Linea) Vs. Tiempo

480

475

470

465

460

455

450

445

440

Tiempo (hh:mm)

L1-L2 L2-L3 L3-L1

Figura H.9. Gráfica de tensión respecto al tiempo del transformador 8 de la subestación 3. Trifásica

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Corriente (A)

100

Corrientes de Linea Vs. Tiempo

1200

1000

800

600

400

200

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3

Figura H.10. Gráfica de corriente respecto al tiempo del transformador 8 de la subestación 3. Trifásica

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Tensión (V)

101

Tensión (Linea-Linea) Vs. Tiempo

500

490

480

470

460

450

440

Tiempo (hh:mm)

L1-L2 L2-L3 L3-L1

Figura H.11. Gráfica de tensión respecto al tiempo del transformador 9 de la subestación 3. Trifásica

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Corriente (A)

102

Corrientes de Linea Vs. Tiempo

350

300

250

200

150

100

50

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3

Figura H.12. Gráfica de corriente respecto al tiempo del transformador 9 de la subestación 3. Trifásica

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Tensión (V)

103

Tensión (Linea-Linea) Vs. Tiempo

500

490

480

470

460

450

440

Tiempo (hh:mm)

L1-L2 L2-L3 L3-L1

Figura H.13. Gráfica de tensión respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 13. Trifásica

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Corriente (A)

104

Corrientes de Linea Vs. Tiempo

1400

1200

1000

800

600

400

200

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3

Figura H.14. Gráfica de corriente respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 13. Trifásica

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Tensión (V)

105

Tensión (Linea-Linea) Vs. Tiempo

485

480

475

470

465

460

455

Tiempo (hh:mm)

L1-L2 L2-L3 L3-L1 Trifásica

Figura H.15. Gráfica de tensión respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación ECOAT.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Corriente (A)

106

Corrientes de Linea Vs. Tiempo

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura H.16. Gráfica de corriente respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación ECOAT

107

ANEXO I GRÁFICAS DE POTENCIA ACTIVA, REACTIVA Y APARENTE RESPECTO AL TIEMPO

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KW)

108

Potencia Activa (P) Vs. Tiempo

600

500

400

300

200

100

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.1. Gráfica de potencia activa respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 1.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KW)

109

Potencia Activa (P) Vs. Tiempo

700

600

500

400

300

200

100

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.2. Gráfica de potencia activa respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación 1.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KW)

110

Potencia Activa (P) Vs. Tiempo

250

200

150

100

50

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.3. Gráfica de potencia activa respecto al tiempo del transformador 4 de la subestación 2.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KW)

111

Potencia Activa (P) Vs. Tiempo

700

600

500

400

300

200

100

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.4. Gráfica de potencia activa respecto al tiempo del transformador 7 de la subestación 3.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KW)

112

Potencia Activa (P) Vs. Tiempo

800

700

600

500

400

300

200

100

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.5. Gráfica de potencia activa respecto al tiempo del transformador 8 de la subestación 3.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KW)

113

Potencia Activa (P) Vs. Tiempo

250

200

150

100

50

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.6. Gráfica de potencia activa respecto al tiempo del transformador 9 de la subestación 3.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KW)

114

Potencia Activa (P) Vs. Tiempo

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.7. Gráfica de potencia activa respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 13.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KW)

115

Potencia Activa (P) Vs. Tiempo

250

200

150

100

50

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.8. Gráfica de potencia activa respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación ECOAT.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KVAR)

116

Potencia Reactiva (Q) Vs. Tiempo

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.9. Gráfica de potencia reactiva respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 1.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KVAR)

117

Potencia Reactiva (Q) Vs. Tiempo

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.10. Gráfica de potencia reactiva respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación 1.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KVAR)

118

Potencia Reactiva (Q) Vs. Tiempo

200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.11. Gráfica de potencia reactiva respecto al tiempo del transformador 4 de la subestación 2.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KVAR)

119

Potencia Reactiva (Q) Vs. Tiempo

500

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.12. Gráfica de potencia reactiva respecto al tiempo del transformador 7 de la subestación 3.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KVAR)

120

Potencia Reactiva (Q) Vs. Tiempo

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.13. Gráfica de potencia reactiva respecto al tiempo del transformador 8 de la subestación 3.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KVAR)

121

Potencia Reactiva (Q) Vs. Tiempo

140

120

100

80

60

40

20

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.14. Gráfica de potencia reactiva respecto al tiempo del transformador 9 de la subestación 3.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KVAR)

122

Potencia Reactiva (Q) Vs. Tiempo

500

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.15. Gráfica de potencia reactiva respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 13.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KVAR)

123

Potencia Reactiva (Q) Vs. Tiempo

140

120

100

80

60

40

20

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.16. Gráfica de potencia reactiva respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación ECOAT.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KVA)

124

Potencia Aparente (S) Vs. Tiempo

700

600

500

400

300

200

100

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.17. Gráfica de potencia aparente respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 1.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KVA)

125

Potencia Aparente (S) Vs. Tiempo

800

700

600

500

400

300

200

100

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.18. Gráfica de potencia aparente respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación 1.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KVA)

126

Potencia Aparente (S) Vs. Tiempo

350

300

250

200

150

100

50

0

Tiempo (hh:mm) L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.19. Gráfica de potencia aparente respecto al tiempo del transformador 4 de la subestación 2.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KVA)

127

Potencia Aparente (S) Vs. Tiempo

800

700

600

500

400

300

200

100

0

Tiempo (hh:mm) L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.20. Gráfica de potencia aparente respecto al tiempo del transformador 7 de la subestación 3.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KVA)

128

Potencia Aparente (S) Vs. Tiempo

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0

Tiempo (hh:mm) L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.21. Gráfica de potencia aparente respecto al tiempo del transformador 8 de la subestación 3.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KVA)

129

Potencia Aparente (S) Vs. Tiempo

300

250

200

150

100

50

0

Tiempo (hh:mm) L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.22. Gráfica de potencia aparente respecto al tiempo del transformador 9 de la subestación 3.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KVA)

130

Potencia Aparente (S) Vs. Tiempo

1000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0

Tiempo (hh:mm) L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.23. Gráfica de potencia aparente respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 13.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Potencia (KVA)

131

Potencia Aparente (S) Vs. Tiempo

300

250

200

150

100

50

0

Tiempo (hh:mm) L1 L2 L3 Trifásica

Figura I.24. Gráfica de potencia aparente respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación ECOAT.

132

ANEXO J GRÁFICAS DE DISTORSIÓN ARMÓNICA TOTAL DE CORRIENTE Y DE TENSIÓN RESPECTO AL TIEMPO

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

%THDi

133

Distorsión Armónica de Corriente (THDi) Vs. Tiempo

4

3,5

3

2,5

2

1,5

1

0,5

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3

Figura J.1. Gráfica de distorsión armónica total de corriente respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 1.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

%THDv

134

Distorsión Armónica de Tensión (THDv) Vs. Tiempo

2

1,8

1,6

1,4

1,2

1

0,8

0,6

0,4

0,2

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3

Figura J.2. Gráfica de distorsión armónica total de tensión respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 1.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

%THDi

135

Distorsión Armónica de Corriente (THDi) Vs. Tiempo

12

10

8

6

4

2

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3

Figura J.3. Gráfica de distorsión armónica total de corriente respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación 1.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

%THDv

136

Distorsión Armónica de Tensión (THDv) Vs. Tiempo

1,8

1,6

1,4

1,2

1

0,8

0,6

0,4

0,2

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3

Figura J.4. Gráfica de distorsión armónica total de tensión respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación 1.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

%THDi

137

Distorsión Armónica de Corriente (THDi) Vs. Tiempo

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3

Figura J.5. Gráfica de distorsión armónica total de corriente respecto al tiempo del transformador 4 de la subestación 2.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

%THDv

138

Distorsión Armónica de Tensión (THDv) Vs. Tiempo

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3

Figura J.6. Gráfica de distorsión armónica total de tensión respecto al tiempo del transformador 4 de la subestación 2.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

%THDi

139

Distorsión Armónica de Corriente (THDi) Vs. Tiempo

3

2,5

2

1,5

1

0,5

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3

Figura J.7. Gráfica de distorsión armónica total de corriente respecto al tiempo del transformador 7 de la subestación 3.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

%THDv

140

Distorsión Armónica de Tensión (THDv) Vs. Tiempo

1,8

1,6

1,4

1,2

1

0,8

0,6

0,4

0,2

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3

Figura J.8. Gráfica de distorsión armónica total de tensión respecto al tiempo del transformador 7 de la subestación 3.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

%THDi

141

Distorsión Armónica de Corriente (THDi) Vs. Tiempo

2,5

2

1,5

1

0,5

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3

Figura J.9. Gráfica de distorsión armónica total de corriente respecto al tiempo del transformador 8 de la subestación 3.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

%THDv

142

Distorsión Armónica de Tensión (THDv) Vs. Tiempo

1,6

1,4

1,2

1

0,8

0,6

0,4

0,2

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3

Figura J.10. Gráfica de distorsión armónica total de tensión respecto al tiempo del transformador 8 de la subestación 3.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

%THDi

143

Distorsión Armónica de Corriente (THDi) Vs. Tiempo

18

16

14

12

10

8

6

4

2

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3

Figura J.11.Gráfica de distorsión armónica total de corriente respecto al tiempo del transformador 9 de la subestación 3.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

%THDv

144

Distorsión Armónica de Tensión (THDv) Vs. Tiempo

1,8

1,6

1,4

1,2

1

0,8

0,6

0,4

0,2

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3

Figura J.12. Gráfica de distorsión armónica total de tensión respecto al tiempo del transformador 9 de la subestación 3.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

%THDi

145

Distorsión Armónica de Corriente (THDi) Vs. Tiempo

60

50

40

30

20

10

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3

Figura J.13. Gráfica de distorsión armónica total de corriente respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 13.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

%THDv

146

Distorsión Armónica de Tensión (THDv) Vs. Tiempo

7

6

5

4

3

2

1

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3

Figura J.14. Gráfica de distorsión armónica total de tensión respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 13.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

%THDi

147

Distorsión Armónica de Corriente (THDi) Vs. Tiempo

8

7

6

5

4

3

2

1

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3

Figura J.15. Gráfica de distorsión armónica total de corriente respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación ECOAT.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

%THDv

148

Distorsión Armónica de Tensión (THDv) Vs. Tiempo

2

1,8

1,6

1,4

1,2

1

0,8

0,6

0,4

0,2

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3

Figura J.16. Gráfica de distorsión armónica total de tensión respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación ECOAT.

149

ANEXO K GRÁFICA DEL FACTOR DE POTENCIA RESPECTO AL TIEMPO

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Fp

150

Factor de Potencia (Fp) Vs. Tiempo

0,95

0,9

0,85

0,8

0,75

0,7

0,65

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura K.1. Gráfica del factor de potencia respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 1.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Fp

151

Factor de Potencia (Fp) Vs. Tiempo

1

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura K.2. Gráfica del factor de potencia respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación 1.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Fp

152

Factor de Potencia (Fp) Vs. Tiempo

1,2

1

0,8

0,6

0,4

0,2

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura K.3. Gráfica del factor de potencia respecto al tiempo del transformador 4 de la subestación 2.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Fp

153

Factor de Potencia (Fp) Vs. Tiempo

0,84

0,82

0,8

0,78

0,76

0,74

0,72

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura K.4. Gráfica del factor de potencia respecto al tiempo del transformador 7 de la subestación 3.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Fp

154

Factor de Potencia (Fp) Vs. Tiempo

0,9

0,89

0,88

0,87

0,86

0,85

0,84

0,83

0,82

0,81

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura K.5. Gráfica del factor de potencia respecto al tiempo del transformador 8 de la subestación 3.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Fp

155

Factor de Potencia (Fp) Vs. Tiempo

1

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura K.6. Gráfica del factor de potencia respecto al tiempo del transformador 9 de la subestación 3.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Fp

156

Factor de Potencia (Fp) Vs. Tiempo

1

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

0

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura K.7. Gráfica del factor de potencia respecto al tiempo del transformador 1 de la subestación 13.

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Fp

157

Factor de Potencia (Fp) Vs. Tiempo

1

0,95

0,9

0,85

0,8

0,75

0,7

0,65

0,6

Tiempo (hh:mm)

L1 L2 L3 Trifásica

Figura K.8. Gráfica del factor de potencia respecto al tiempo del transformador 2 de la subestación ECOAT.

158

ANEXO L GRÁFICA DE LA CORRIENTE MÁXIMA EN EL TRANSFORMADOR 4 DE LA SUBESTACIÓN 2

07:00 07:30 08:00 08:30 09:00 09:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:26 14:54 15:24 15:54 16:24 16:54 17:24 17:54 18:24 18:54 19:24 19:54 20:24 20:54 21:24 21:54 22:24 22:54 23:24 23:54 00:24 00:54 01:24 01:54 02:24 02:54 03:24 03:54 04:24 04:54 05:24 05:54 06:24 06:54

Corriente (A)

159

Corrientes de Línea Máxima Vs. Tiempo

1400

1200

1000

800

600

400

200

0

Tiempo (hh:mm) L1 L2 L3 Trifásica

Figura L.1. Gráfica de la corriente máxima respecto al tiempo del transformador 4 de la subestación 2.

160

ANEXO M CATALOGO DE BANCO DE CONDENSADORES DEL FABRICANTE (CIRCUTOR)

161

162

163

164

165

166

167

168

169