UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERIA

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
FACULTAD DE INGENIERIA
ESCUELA DE INGENIERIA ELECTRICA
MERIDA - VENEZUELA
PROPUESTA PARA LA DETECCION DE LAS CAUSAS DE FALLAS A
TRAVÉS DEL DIAGNÓSTICO Y EVALUACIÓN, DEL SISTEMA DE
COMPENSACIÓN REACTIVA DE LA PLANTA DE ALIMENTOS
BALANCEADOS PARA ANIMALES “PROCRIA”
Trabajo presentado como requisito parcial
para optar al título de Ingeniero Electricista
Tutor Industrial: Ing. Juana Lucinda González
Tutor Académico: Ing. Ricardo Stephens
Realizado por:
Daniel A. Pernia Márquez
Mérida, Marzo de 2003
DEDICATORIA
Dedico este trabajo a mis padres Elsy y Daniel,
a Daniela, Elizabeth y a Sashi
iii
AGRADECIMIENTO
Deseo expresar mi más sincero agradecimiento a las siguientes
personas:
A la ilustre Universidad de Los Andes, y a la Facultad de Ingeniería
Eléctrica por haberme brindado la oportunidad de estudiar y de poder
obtener de esta manera, el título de Ingeniero Electricista.
A las empresas REMAVENCA y PROCRIA quienes me brindaron la
oportunidad de realizar este proyecto de grado.
Al profesor Ricardo Stephens, por su valiosa colaboración durante la
realización de este proyecto.
A la Ing. Juana Lucinda González, por toda la colaboración, material
bibliográfico, y asistencia prestada durante el periodo de realización.
Al T.S.U. Felix Camacaro por su valiosa colaboración, y orientación
técnica prestada durante la realización de este proyecto
A todos mis compañeros de la sección de Instrumentación de
REMAVENCA, por su gran colaboración y ayuda durante la
realización de mis pasantías así como durante la realización de mi
tesis de grado.
A toda mi familia por creer en mi y brindarme siempre su apoyo
incondicional en todos los buenos y malos momentos de mi carrera.
A todos mis compañeros y amigos quienes siempre estuvieron a mi
disposición para ayudarme.
iv
RESUMEN
“PROPUESTA PARA LA DETECCIÓN DE LAS CAUSAS DE FALLAS A TRAVES
DEL DIAGNOSTICO Y EVUALUACION, DEL SISTEMA DE COMPENSACIÓN
REACTIVA DE LA PLANTA DE ALIMENTOS BALANCEADOS
PARA ANIMALES PROCRIA”
Br.:
Daniel A. Pernia M.
Tutor: Prof. Ricardo Stephens
El presente trabajo constituye una aplicación de la teoría relacionada con los
sistemas de compensación reactiva de baja tensión para instalaciones industriales,
con la finalidad de aplicar métodos de observación y medición para diagnosticar las
causas de fallas en el sistema formado por el banco de condensadores de la Planta.
Mediante la observación del estado actual del sistema, y de las condiciones de
trabajo, así como la realización de mediciones mediante equipos electrónicos, y la
comprobación de las normas internacionales para el funcionamiento de los sistemas
de compensación y sus equipos componentes, se procede a descartar las posibles
causas de fallas en los condensadores trifásicos, escalonados, que componen el
sistema de compensación reactiva de la Planta. Finalmente, se hace una propuesta
de mejoras y un estudio de costo-beneficio para determinar la factibilidad de
aplicación de las correcciones necesarias para minimizar la ocurrencia en las fallas
del sistema.
Descriptores
Condensadores
Cota
*
Compensación Reactiva
TK 2805
Mejoramiento del Factor de Potencia
P47
Fallas en Bancos de Condensadores
v
LISTA DE TABLAS
Tabla Nº 1-1. Coeficiente multiplicador de la sección del conductor en...................13
Tabla Nº 1-2. Causa y efectos de los armónicos .....................................................31
Tabla Nº 1-3. IEEE 519 Límites en la Distorsión de la Corriente .............................47
Tabla Nº 1-4. Niveles máximos de Armónicos en Tensión ......................................48
Tabla Nº 2-1. Datos nominales de los condensadores trifásicos ................. 56
Tabla Nº 2-2. Valores registrados por el Regulador Electrónico .................. 58
Tabla Nº 2-3. Datos de Configuración del Regulador RVT .......................... 61
Tabla Nº 3-1. Mediciones realizadas a los condensadores.......................................65
Tabla Nº 3-2. Capacidades de corriente permisibles para los conductores aislados
tensión nominal de 0-2000 V, 60 ºC a 90 ºC ............................................................71
Tabla Nº 3-3. Valores nominales de las corrientes de régimen permanente ...........73
Tabla Nº 3-4. Cálculo de las corrientes sobretransitorias durante la conexión ........74
Tabla Nº 3-5. Frecuencias de Resonancia del Sistema ...........................................76
Tabla Nº 3-6. Valores promedio de corrientes por fase ...........................................80
Tabla Nº 3-7. Factores de Distorsión Armónica de Voltaje por fase ........................83
Tabla Nº 3-8. Factores de Distorsión Armónica de Corriente por fase ....................83
Tabla Nº 3-9. Valores Promedio de Amplitud del 5to , 7mo y 9no.................................90
Tabla Nº 3-10. Reglas de Ventilación para bancos de Condensadores ..................94
Tabla Nº 4-1. Datos para el Cálculo de la Capacidad Liberada en kVA .................103
Tabla Nº 4-2. Calculo Estimado de los Costos de la Propuesta .............................105
Tabla Nº 4-3. Análisis Costo-Beneficio de la Propuesta .........................................106
vi
LISTA DE FIGURAS
Figura Nº 1-1. Flujo de Energía en una instalación.....................................................6
Figura Nº 1-2. El cos . como representación del rendimiento eléctrico de una
instalación....................................................................................................................6
Figura Nº 1-3. Condensador considerado como: a) Elemento pasivo de circuito que
toma corriente en adelanto, b) generador que suministra corriente en atraso............9
Figura Nº 1-4. Mejoramiento del Factor de Potencia mediante la adición de Potencia
Reactiva Capacitiva.....................................................................................................9
Figura Nº 1-5. Conexión paralelo de condensadores con cargas inductivas ...........10
Figura Nº 1-6. Compensación Reactiva Individual ...................................................15
Figura Nº 1-7. Compensación por Etapas.................................................................16
Figura Nº 1-8. Compensación Reactiva Centralizada ..............................................17
Figura Nº 1-9. Banco de Condensadores Automático...............................................19
Figura Nº 1-10. Conexiones Delta y Estrella de los Condensadores Monofásicos...20
Figura Nº 1-11. Ejemplo de conexión del Transformador de Corriente.....................22
Figura Nº 1-12. Curvas de Sobreintensidad por cierre del contactor .......................23
Figura Nº 1-13. Contactor con resistencia de precarga ............................................25
Figura Nº 1-14. Contactor con inductancias limitadoras ...........................................26
Figura Nº 1-15. Distorsión de la Señal Fundamental por Armónicos .......................30
Figura Nº 1-16. Circuito RLC equivalente de la instalación eléctrica .......................37
Figura Nº 1-17. (a) Variación de la Impedancia inductiva en función de la frecuencia,
(b) Variación de la Impedancia capacitiva en función de la frecuencia.....................38
Figura Nº 1-18. Resonancia Paralelo y Factor de Amplificación...............................41
Figura Nº 2-1. Transformador Principal de Alimentación .........................................51
Figura Nº 2-2. Seccionador Principal de la Subestación..........................................52
Figura Nº 2-3. Condensadores Trifásicos ABB CLMB 63 ........................................54
Figura Nº 2-4. Condensadores Trifasicos ABB CLMB 63 y CLMB 53 .....................54
Figura Nº 2-5. Conexión interna en delta de los condensadores monofásicos........55
vii
Figura Nº 2-6. Vista frontal del Banco de Condensadores.......................................56
Figura Nº 2-7. Equipo regulador Electrónico de Compensación reactiva ................57
Figura Nº 3-1. Condensador Trifásico ABB - Modelo CLMB....................................66
Figura Nº 3-2. Fusible de Protección del Banco de Condensadores .......................67
Figura Nº 3-3. Circuito para el cálculo de la corriente de falla .................................68
Figura Nº 3-4. Curvas de fusion t-I de los fusibles NH .............................................69
Figura Nº 3-5. Equipo Registrador HT Italia .............................................................78
Figura Nº 3-6. Sobretensiones producidas en los condensadores ..........................84
Figura Nº 3-7. Sobrecorrientes producidas en los condensadores ..........................85
Figura Nº 3-8. Valores máximos obtenidos para la Distorsión .................................88
Figura Nº 3-9. Porcentajes de Amplitud obtenidos para el........................................89
Figura Nº 3-10. Porcentajes de Amplitud obtenidos para el 7mo armónico de
corriente.....................................................................................................................90
Figura Nº 3-11. Porcentajes de Amplitud obtenidos para el 5to armónico de tensión91
Figura Nº 3-12. Porcentajes de Amplitud obtenidos para el 5to armónico de tensión92
Figura Nº 3-13. Gráfico de Temperaturas obtenidas en el Banco de Condensadores
...................................................................................................................................93
Figura Nº 3-14. Esquemas de ventilación forzada para ...........................................95
Figura Nº 3-15. Representación del valor C/k ..........................................................97
Figura Nº 4-1. Representación vectorial del efecto de los condensadores sobre la
capacidad térmica .................................................................................................. 102
viii
INDICE
APROBACION .................................................................................................................... ii
DEDICATORIA ................................................................................................................... iii
AGRADECIMIENTOS ......................................................................................................... iv
RESUMEN .......................................................................................................................... v
LISTA DE TABLAS ............................................................................................................. vi
LISTA DE FIGURAS ........................................................................................................... vii
INTRODUCCION ................................................................................................................. 1
CAPÍTULO I ......................................................................................................................... 5
COMPENSACIÓN DE LA ENERGÍA REACTIVA................................................................. 5
1.1. NATURALEZA DE LA ENERGÍA REACTIVA................................................................ 5
1.2. EL FACTOR DE POTENCIA.......................................................................................... 6
1.3. LOS CONDENSADORES COMO COMPENSADORES DE ENERGÍA REACTIVA...... 8
1.4. COMPENSACIÓN DE ENERGÍA REACTIVA .............................................................. 10
1.5. DETERMINACIÓN DEL NIVEL DE COMPENSACIÓN DE ENERGÍA REACTIVA ...... 10
1.6. VENTAJAS DE LA COMPENSACIÓN REACTIVA........................................................ 11
1.6.1. REDUCCIÓN DE LA INTENSIDAD DE CORRIENTE................................................................. 12
1.6.2. DISMINUCIÓN DE LA CAÍDA DE TENSIÓN EN LOS CONDUCTORES......................................... 13
1.6.3. REDUCCIÓN DE LAS PÉRDIDAS EN LOS CONDUCTORES ..................................................... 13
1.6.4. AHORRO EN LA FACTURACIÓN DE ELECTRICIDAD ............................................................. 14
1.7. MÉTODOS DE COMPENSACIÓN REACTIVA ............................................................. 14
1.7.1. COMPENSACIÓN INDIVIDUAL EN MOTORES ELÉCTRICOS .................................................... 15
1.7.2. COMPENSACIÓN POR ETAPAS ......................................................................................... 16
1.7.3. COMPENSACIÓN CENTRALIZADA ..................................................................................... 17
1.8. DESCRIPCIÓN DE LOS BANCOS DE CONDENSADORES AUTOMÁTICOS............. 18
1.8.1. ELEMENTOS DE UN BANCO DE CONDENSADORES AUTOMÁTICO........................................ 19
1.8.1.1. El Sensor ................................................................................................................. 19
1.8.1.2. Los Contactores ....................................................................................................... 19
1.8.1.3. Los Condensadores ................................................................................................. 20
1.8.1.4. El Transformador de Corriente.................................................................................. 20
1.8.2. LA LECTURA DE TENSIÓN ............................................................................................... 22
ix
1.9. FENÓMENOS ASOCIADOS A LAS BATERÍAS DE CONDENSADORES.................... 23
1.9.1. CONTACTORES ESPECIALES PARA CONDENSADORES ....................................................... 24
1.9.2. CONTACTORES STANDARD.............................................................................................. 25
1.10. CÁLCULO DE LAS CORRIENTES DE CONEXIÓN DE CONDENSADORES DE
POTENC 26
1.10.1. CONEXIÓN DE UN SOLO CONDENSADOR......................................................................... 26
1.10.2. CONEXIÓN DE UN CONDENSADOR EN PARALELO CON OTROS YA CONECTADOS ................ 27
1.11. PROTECCIÓN DE CONDENSADORES CONTRA CORTOCIRCUITOS ................... 28
1.12. EFECTOS DE LOS ARMÓNICOS SOBRE LOS CONDENSADORES DE POTENCIA
28
1.12.1. SOBRETENSIONES EN BANCOS DE CONDENSADORES .................................................... 31
1.12.2. CORRIENTE NOMINAL DE OPERACIÓN ........................................................................... 32
1.12.3. AMPLIFICACIÓN DE CORRIENTE Y TENSIÓN EN UN CONDENSADOR ................................... 34
1.12.4. EFECTOS DE RESONANCIA ........................................................................................... 36
1.13. FACTOR DE AMPLIFICACIÓN ................................................................................... 40
1.14. FACTORES DE DISTORSIÓN..................................................................................... 42
1.14.1. FACTOR DE DISTORSIÓN ARMÓNICA TOTAL DE VOLTAJE ................................................ 43
1.14.2. FACTOR DE DISTORSIÓN ARMÓNICA TOTAL DE CORRIENTE ........................................... 44
1.15. LA NORMA IEEE 519-1992.......................................................................................... 45
1.15.1. LINEAMIENTOS PARA CLIENTES INDIVIDUALES................................................................ 46
1.16. LA NORMA UNE-EN 6100,2-4 (1997).......................................................................... 48
CAPÍTULO II ......................................................................................................................... 49
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA PLANTA EN ESTUDIO...................... 49
2.1. SISTEMA DE ALIMENTACIÓN ..................................................................................... 49
2.1.1. BANCADA TRIFÁSICA ..................................................................................................... 49
2.1.2. TRANSFORMADOR PRINCIPAL ........................................................................................ 50
2.1.3. TRANSFORMADOR DE ALUMBRADO ................................................................................ 51
2.1.4. SECCIONADOR PRINCIPAL ............................................................................................. 52
2.1.5. CELDA DE DISTRIBUCIÓN DE BAJA TENSIÓN ................................................................... 53
2.2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE COMPENSACIÓN REACTIVA ............................. 53
2.3. DESCRIPCIÓN DEL REGULADOR ELECTRÓNICO RVT “POWER FACTOR
CONTROLLER” .................................................................................................................... 57
2.3.1. CONFIGURACIÓN DEL REGULADOR RVT.......................................................................... 59
2.3.1.1. Configuración del Banco........................................................................................... 59
x
2.3.1.2. Configuración de Instalación.................................................................................... 60
2.3.1.3. Configuración del Usuario........................................................................................ 60
2.3.1.4. Configuración actual del RVT .................................................................................. 61
2.3.2. REGULACIÓN ELÉCTRICA Y FÍSICA .................................................................................. 62
2.3.2.1. Regulación Física..................................................................................................... 62
2.3.2.2. Regulación Eléctrica ................................................................................................ 63
CAPÍTULO III ........................................................................................................................ 64
ESTUDIO DE LAS CAUSAS DE FALLA EN LA.................................................................... 64
COMPENSACIÓN REACTIVA ............................................................................................. 64
3.1. MEDICIONES DE TENSIÓN Y CORRIENTE EN LOS CONDENSADORES................ 64
3.2. PUESTA A TIERRA ....................................................................................................... 66
3.3. FUSIBLES DE PROTECCIÓN........................................................................................ 67
3.3.1. CÁLCULO DE LA CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO.............................................................. 68
3.4. VERIFICACIÓN DE LOS CONDUCTORES................................................................... 70
3.5. CONTACTORES DE CIERRE........................................................................................ 72
3.5.1. CÁLCULO DE LAS CORRIENTES TRANSITORIAS DE INSERCIÓN............................................. 73
3.6. CÁLCULO DE LAS FRECUENCIAS DE RESONANCIA DEL SISTEMA ...................... 74
3.7. CALCULO DEL FACTOR DE AMPLIFICACIÓN ............................................................ 77
3.8. ESTUDIO DE CONTENIDO ARMÓNICO EN LAS BARRAS DEL SISTEMA................. 78
3.9. ANÁLISIS DE LOS PARÁMETROS REGISTRADOS..................................................... 79
3.9.1. Tensiones de Fase (V1-V2-V3).................................................................................... 79
3.9.2. Corrientes de Fase (1-2-3) .......................................................................................... 80
3.9.3. Corriente en el conductor Neutro ................................................................................ 80
3.9.4. Consumo de Potencia Activa ...................................................................................... 81
3.9.5. Consumo de Potencia Reactiva .................................................................................. 81
3.9.6. Consumo de Potencia Aparente ................................................................................. 81
3.9.7. Factor de Potencia por Fase........................................................................................ 81
3.9.8. Amplitud de las componentes Armónicas de Voltaje................................................... 82
3.9.9. Amplitud de las componentes Armónicas de Corriente. ............................................. 82
3.9.10. Distorsión Armónica total de Voltaje THDV .............................................................. 82
3.9.11. Distorsión Armónica Total de Corriente THDI........................................................... 83
3.10. CÁLCULO DE SOBRECORRIENTE Y SOBRETENSIÓN POR EFECTO DE
ARMÓNICOS EN LOS CONDENSADORES ........................................................................ 83
3.10.1. CÁLCULO DE SOBRECORRIENTES................................................................................... 85
3.11. CALCULO DE LA DISTORSIÓN TOTAL DE LA DEMANDA TDD .............................. 86
xi
3.11.1. CÁLCULO DE LA CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO ........................................................ 87
3.11.2. ARMÓNICOS DE CORRIENTE ...................................................................................... 89
3.11.3. ARMÓNICOS DE TENSIÓN .......................................................................................... 91
3.12. MEDICIONES DE TEMPERATURA EN EL BANCO DE CONDENSADORES ........ 93
3.12.1. REGLAS DE VENTILACIÓN........................................................................................... 94
3.13. PROGRAMACIÓN DEL REGULADOR...................................................................... 96
3.14. VALOR CT ................................................................................................................. 96
3.15. VALOR C/K ................................................................................................................ 97
3.16. OBSERVACIONES EN LA CONFIGURACIÓN.......................................................... 99
CAPITULO IV...................................................................................................................... 100
ANÁLISIS COSTO - BENEFICIO DE LA APLICACIÓN DE LAS MEJORAS EN EL SISTEMA
DE COMPENSACIÓN REACTIVA ..................................................................................... 100
4.1. COSTOS Y BENEFICIOS PRODUCIDOS POR LA MEJORA DEL SISTEMA DE
COMPENSACIÓN............................................................................................................... 101
3.1.1. CÁLCULO DE LA CAPACIDAD TÉRMICA LIBERADA............................................................. 101
3.1.2. COSTOS DE LA PROPUESTA.......................................................................................... 105
ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO .......................................................................................... 105
CAPÍTULO V........................................................................................................................ 107
CONCLUSIONES DEL ESTUDIO ....................................................................................... 107
3.1.1. ARMÓNICOS DE CORRIENTE ......................................................................................... 107
3.1.2. ARMÓNICOS DE TENSIÓN.............................................................................................. 108
3.1.3. RANGO DE TEMPERATURAS.......................................................................................... 109
3.1.4. CONDUCTORES DE CONEXIÓN ...................................................................................... 110
3.1.5. EQUIPOS DE MANIOBRA................................................................................................ 110
3.1.6. PROGRAMACIÓN DEL REGULADOR................................................................................. 111
3.1.7. CONDENSADORES TRIFÁSICOS ..................................................................................... 112
3.1.8. MANTENIMIENTO DE LOS CONDENSADORES................................................................... 113
3.1.9. ESTUDIO COSTO-BENEFICIO......................................................................................... 114
BIBLIOGRAFIA ................................................................................................................... 115
TABLAS ANEXAS ............................................................................................................... 117
xii
INTRODUCCION
El costo de la energía eléctrica se ha venido incrementando paulatinamente
en los últimos años en Venezuela. El proceso inflacionario, las nuevas inversiones
con tecnología de punta y en general el costo energético a nivel mundial, están
obligando a esta condición. Esto conlleva a reflexionar y buscar alternativas que
permitan disminuir el costo del servicio eléctrico, ya sea por la vía de la
autogeneración parcial ó total, o a través de la optimización de las instalaciones
existentes.
El transporte de potencia reactiva a través de cables de los generadores,
líneas de transmisión, transformadores, interruptores, y los cables que alimentan al
motor, así como sus propios devanados, encarecen el suministro de potencia a la
máquina, provocando una reducción del voltaje aplicado, lo cual incrementa las
pérdidas en todos los circuitos indicados y aumenta la potencia reactiva en las
propias líneas de conducción del sistema de potencia, disminuyendo de esta
manera el factor de potencia en el sistema de transmisión. Por tal motivo, las
empresas de distribución de energía eléctrica penalizan a los usuarios que tienen su
factor de potencia por debajo del indicado para su demanda.
Debido a esto, se hace necesaria la instalación de sistemas eléctricos que
permitan la compensación de potencia reactiva en el lugar de consumo para lograr
el mejoramiento del factor de potencia.
Estos sistemas están formados por bancos de condensadores de potencia,
denominados sistemas de compensación reactiva, los cuales pueden proporcionar
potencia reactiva a las cargas de tipo inductivo existentes en la mayoría de las
instalaciones industriales como los motores de inducción, transformadores, equipos
de iluminación etc.
xiii
Los bancos de condensadores permiten un ahorro energético al disminuir el
consumo de potencia aparente en kVA de la planta industrial, y a la vez, una
disminución de la potencia Joule en los conductores de la misma, así como evitan
también, la penalización por bajo factor de potencia.
Como cualquier sistema eléctrico, estos sistemas requieren operaciones de
mantenimiento tanto preventivo como correctivo para garantizar su funcionamiento
óptimo.
El presente trabajo esta orientado a la búsqueda de las causas de fallas a
través de diferentes procesos de evaluación y observación, y elaborar una
propuesta que mejora el sistema de compensación reactiva de la planta de
alimentos balanceados para animales “Procria”, en la cual han existido problemas
con el mismo desde hace algún tiempo.
El trabajo ha sido dividido en cuatro capítulos para lograr una mejor
orientación en la lectura del mismo. Los capítulos son los siguientes:
•
Capitulo I:
En este capítulo se hace una descripción de los sistemas de compensación
reactiva, abarcando sus principios de funcionamiento y los diferentes tipos de
compensación reactiva que existen, así como los diferentes elementos que
componen a estos sistemas y sus ventajas. También se describen las diferentes
causas que pueden conllevar a una eventual falla de un banco de condensadores,
tales como los problemas de operación por armónicos, por exceso de temperatura,
equipos de maniobra incorrectos, etc. También se describe la norma IEEE 5191992, la cual establece el límite de inyección de armónicos para una instalación de
tipo industrial.
•
Capitulo II:
En este capítulo se realiza una descripción del sistema de compensación
reactiva de la planta con el fin de obtener todos los datos necesarios para iniciar los
xiv
procesos de observación y las mediciones necesarias para determinar las causas
de fallas del sistema de compensación reactiva.
•
Capitulo III:
En este capítulo se describen todos los procesos de medición y observación
concernientes a la investigación para determinar las causas de fallas en el sistema.
Se verifican todos los parámetros de funcionamiento del banco de condensadores y
las condiciones de trabajo del mismo.
•
Capitulo IV:
En este capítulo se realiza un análisis costo-beneficio con la finalidad de
mostrar las ventajas y el tiempo de recuperación de la inversión en el caso de
aplicar los correctivos necesarios para evitar que sigan presentándose las fallas en
el sistema de compensación.
xv
ALCANCES DEL PROYECTO
•
Realizar un aporte al estudio de los sistemas de compensación reactiva
de baja tensión para instalaciones eléctricas de tipo industrial.
•
Realizar un estudio sobre los armónicos y los diferentes efectos
negativos que pueden tener sobre los bancos de condensadores.
•
Estudiar las recomendaciones dadas por las diferentes normas sobre
inyección de armónicos en instalaciones eléctricas de tipo industrial.
•
Investigar sobre las diferentes condiciones de trabajo que pueden
conllevar a una eventual falla en un banco de condensadores.
•
Realizar una propuesta para mejorar las condiciones de trabajo del
banco de condensadores y un estudio de factibilidad económica de la
misma.
xvi
CAPÍTULO I
Compensación de la Energía Reactiva
1.1. Naturaleza de la Energía Reactiva
Debido a las particularidades de la tensión alterna, cuando entran en
funcionamiento máquinas que tengan circuitos magnéticos, tales como: motores,
transformadores de distribución, maquinas de soldar, bobinas de reactancias, etc.;
estos circuitos magnéticos exigen de la red de alimentación dos tipos de energía:
1) La energía activa, correspondiente a la potencia activa P medida en KW
(KiloWatt), que se transforma integralmente en energía mecánica (trabajo)
y calor (pérdidas).
2) La energía reactiva correspondiente a la potencia reactiva Q medida en
KVAR (Kilovolt-amper reactivo), que sirve para alimentar los circuitos
magnéticos, y que es necesario para su funcionamiento.
Este tipo de cargas (denominadas inductivas) absorben energía de la red
durante la creación de los campos magnéticos que necesitan para su
funcionamiento y la entregan durante la destrucción de los mismos.
Este flujo de energía entre los receptores y la fuente (figura Nº 1-1), provoca
perdidas en los conductores, caídas de tensión en los mismos, y un consumo
suplementario de energía que no es aprovechable directamente por las cargas
conectadas.
xvii
S=P+jQ (kVA)
Q (kVAr)
P (kW )
M
M
Carga
Inductiva
Carga
Inductiva
Carga
Resistiva
Figura N° 1-1. Flujo de Energía en una instalación.
La compensación vectorial de la energía activa P y la energía reactiva Q
componen un vector llamado energía aparente S correspondiente a la potencia
Aparente S medida en kVA (Kilovolt-amper) (figura Nº 1-2).
1.2. El factor de Potencia
Se conoce como factor de potencia al cociente entre la potencia activa (kW)
consumida por la instalación y la potencia aparente (kVA) suministrada a la
instalación, que es coincidente con el coseno del ángulo entre la tensión y la
corriente cuando la forma de onda es senoidal pura. El factor de potencia expresa
en términos generales, el desfasamiento o no, de la corriente con relación al voltaje
y es utilizado como indicador del correcto aprovechamiento de la energía eléctrica,
el cual puede tomar valores entre 0 y 1 siendo la unidad (1) el valor máximo de FP y
por tanto el mejor aprovechamiento de energía.
co s φ = P / S
S
Q
ϕ
P
Figura Nº 1-2. El cos ϕ como representación
del rendimiento eléctrico de una instalación
xviii
Se acostumbra a hablar indistintamente de FP (factor de potencia) y cos ϕ
como dos magnitudes análogas; en la actualidad con la aparición de elementos en
la red que producen distorsiones armónicas no se puede considerar que el FP y el
cos ϕ sean iguales sin un análisis de sus correspondientes magnitudes, pero con
frecuencia, el cos ϕ tiene el mismo valor que el FP en instalaciones donde no
existan mayores problemas de operación por armónicos. El cos ϕ no toma en
cuenta la potencia transformada por los armónicos. En la práctica, se tiende a hablar
de cos ϕ.
La potencia activa debe ser inevitablemente suministrada por la red, pero no
sucede lo mismo con la potencia reactiva, la cual puede ser aportada por dos tipos
de aparatos que pueden producir la energía reactiva necesaria:
1- Los compensadores o motores sincrónicos.
2- Los compensadores estáticos o capacitares.
El empleo de los compensadores sincrónicos es interesante para grandes
redes de transporte de energía o industria con un motor principal de alto consumo,
pero en todos los otros casos, se utilizan condensadores para compensar el factor
de potencia; los condensadores estáticos presentan grandes ventajas a saber:
simplicidad en la instalación, facilidad de regulación de la potencia reactiva, pérdidas
muy reducidas, bajo contenido de fallas y principalmente la reducción de costos, ya
sea en su instalación como en su mantenimiento.
Al usuario mismo le interesa que el factor de potencia sea alto, próximo a 1,
porque un bajo factor de potencia limita la capacidad de potencia de una instalación
eléctrica, transformador, tablero de interruptores y cables, e incrementa las pérdidas
internas.
xix
1.3. Los Condensadores como compensadores de energía reactiva
Al conectarse un circuito capacitivo (RC) en paralelo con un circuito inductivo
(RL), la potencia reactiva instantánea para el circuito RL esta 180º fuera de fase con
respecto a la potencia reactiva instantánea del circuito RC. La potencia reactiva
total es la diferencia entre la potencia reactiva (Q) para el circuito RL y la Q para el
circuito RC. Se le asigna un valor positivo a la Q consumida por una carga inductiva
y un signo negativo a la Q consumida por una carga capacitiva.
Generalmente se piensa en el condensador como en términos de un
generador de potencia reactiva positiva, en lugar de considerarse como una carga
que requiere potencia reactiva negativa. Este concepto resulta lógico en el caso de
un condensador que consume una Q negativa y que está en paralelo con una carga
inductiva; esta condición reduce la Q que de otra forma tendría que ser suministrada
a la carga inductiva por el sistema.
En otras palabras, el condensador suministra la Q requerida por la carga
inductiva. Esto es lo mismo que considerar, como se muestra en la figura N° 1-3, el
condensador como un dispositivo que entrega una corriente en atraso, en lugar de
entregarla en adelanto.
Por ejemplo, un banco de condensadores variable que está en paralelo con
una carga inductiva puede ajustarse de tal modo que la corriente en adelanto que
lleva, sea exactamente igual en magnitud a la componente de corriente de la carga,
la cual atrasa en 90º el voltaje. Así la corriente resultante está en fase con el voltaje.
Aunque el circuito inductivo requiere de potencia reactiva positiva, la potencia
reactiva total es cero.
xx
i
i
+
i
+
V
i
C
V
C
-
L
-
Figura Nº 1-3. Condensador considerado como: a) Elemento pasivo de
circuito que toma corriente en adelanto, b) generador que suministra
corriente en atraso.
Qc
P [kW]
P
ϕ2
ϕ1
QL- Qc
S1
QL
S2
Q [kVAr]
Figura Nº 1-4. Mejoramiento del Factor de Potencia mediante la adición de
Potencia Reactiva Capacitiva
xxi
1.4. Compensación de Energía Reactiva
Se denomina compensación de energía reactiva o mejoramiento del factor de
potencia al procedimiento dirigido a aumentar hasta ciertos límites, el factor de
potencia de un sistema con cargas inductivas en un punto dado de la red eléctrica,
mediante el aporte de la energía reactiva necesaria para el funcionamiento de
dichas cargas a través de condensadores de compensación.
Los condensadores se deben instalar en paralelo con la carga que se debe
corregir, de modo que mientras la carga original produce la circulación de una
corriente de carácter inductivo, los condensadores compensan dicha corriente con
otra de similar magnitud pero de carácter capacitivo, cancelando el efecto de la
corriente inductiva.
P+jQL
M 3φ
P+j(QL-QC)
-jQC
I
V
C
Figura Nº 1-5. Conexión paralelo de condensadores con cargas inductivas
1.5. Determinación del nivel de compensación de energía reactiva
El valor de potencia reactiva necesaria para realizar la compensación se
determina a través del triángulo de potencias de la figura Nº 1-4, en el cual se tienen
los valores ϕ1 y ϕ2, los cuales representan los ángulos de desfase entre la potencia
activa y reactiva antes y después de la compensación.
xxii
Para aplicar este método es necesario conocer la potencia activa P, el cos ϕ
medio de la instalación y el cos ϕ deseado de la instalación eléctrica, a partir de los
datos suministrados por los fabricantes de las diferentes cargas existentes en la
instalación:
De la figura Nº 1-4 se obtienen las siguientes expresiones:
tanϕ1 =
QL
P
(1-1)
tanϕ 2 =
QL − QC
P
(1-2)
tanϕ 2 = tanϕ1 −
QC
P
(1-3)
despejando Qc se obtiene
Qc = P * [tanϕ1 − tanϕ 2 ]
(1-4)
La expresión (1-4) permite calcular el valor de potencia reactiva necesaria
para aumentar el factor de potencia desde un valor cos ϕ1 hasta el cos ϕ2 final
conociendo el valor de la potencia activa P de la instalación.
1.6. Ventajas de la Compensación Reactiva
Existen diversas razones por las cuales es necesario compensar reactivamente
una instalación eléctrica, especialmente aquellas que tienen altas cargas inductivas
como motores, transformadores de potencia, etc., entre las cuales están el factor
económico, ya que se reducen las penalizaciones por bajo factor de potencia que
aplican las empresas distribuidoras de energía eléctrica, así como obtener mejoras
dentro de la instalación como aumento de potencia disponible, disminución de las
pérdidas por efecto joule, reducción de la sección de los conductores etc.
xxiii
A continuación se explican detalladamente las ventajas de la compensación
reactiva.
1.6.1 Reducción de la intensidad de corriente
Un factor de potencia elevado optimiza los componentes de una instalación
eléctrica, mejorando su rendimiento eléctrico. Entre estas ventajas está la de reducir
la corriente eficaz circulante por los conductores de la instalación. La cual trae otras
ventajas adicionales como reducción de las pérdidas por efecto joule, aumento de la
potencia disponible en el secundario del transformador etc.
Esta afirmación se puede demostrar mediante las siguientes ecuaciones:
La corriente por fase de una instalación se puede calcular mediante la
siguiente ecuación:
I=
kVA
(1-5)
3 * kV
pero
kVA =
∴I=
kW
cos ϕ
kW
3 * kV
(1-6)
*
1
cos ϕ
(1-7)
La ecuación (1-7) demuestra la disminución de la corriente eficaz circulante
por los conductores de la instalación al aumentar el cos ϕ a valores cercanos a la
unidad.
La disminución de la corriente permite reducir la sección de los conductores
en cálculos de proyecto, ya que para una misma potencia activa, la intensidad
resultante de la instalación compensada es menor. A través de la ecuación (1-7) se
puede obtener un coeficiente multiplicador de la sección del conductor en función
del cos ϕ de la instalación, el cual se resume en la tabla Nº 1-1.
xxiv
Tabla N° 1-1. Coeficiente multiplicador de la sección del conductor en
función del cos ϕ de la instalación
Cos ϕ
1,00
0,90
0,80
0,70
0,60
0,50
Factor multiplicador de la sección del cable
1,00
1,11
1,25
1,43
1,67
2,00
1.6.2 Disminución de la caída de tensión en los conductores
El mejoramiento del factor de potencia permite la reducción de las caídas de
tensión, aguas arriba del punto de conexión del equipo de compensación, al
disminuir consumo de corriente eficaz de la instalación. Mediante la ecuación (1-8)
se puede demostrar la variación en la caída de tensión:


kW
* Z
∆V = I * Z = 

3
*
kV
*
cos
ϕ


(1-8)
1.6.3 Reducción de las pérdidas en los conductores
El aumento del cos ϕ o Factor de Potencia permite reducir las pérdidas de
potencia activa en los conductores o transformadores. Tal variación en la potencia
activa se puede demostrar mediante la siguiente ecuación:
La Potencia activa es:
P = I2 * R
kW 2 * R
1
*
∴ ∆P =
2
3 * kV
cos 2 ϕ
(1-9)
(1-10)
La expresión (1-10) demuestra la variación de la potencia activa con
respecto al cos ϕ
xxv
1.6.4 Ahorro en la facturación de electricidad
Debido a las ventajas que presenta mantener una instalación eléctrica con un
alto factor de potencia, las empresas distribuidoras de energía eléctrica penalizan a
los consumidores cuyo factor de potencia es bajo (por ejemplo menor a 0,90), con el
fin de incentivar su corrección a valores lo más cercanos posible a 1. Esto es debido
al incremento de energía reactiva que tienen que suministrar desde la planta de
generación y al incremento de las pérdidas por Efecto Joule en los conductores de
distribución, lo cual trae como consecuencia el tener que utilizar conductores de
mayor calibre y un mal aprovechamiento de la energía eléctrica.
1.7 Métodos de Compensación Reactiva
La forma más correcta de realizar la corrección del factor de potencia es
compensando carga por carga o equipo por equipo. De este modo, cada vez que se
conecta un equipo a la red, éste ingresa con su potencia reactiva compensada y
cada vez que se desconecta se retira con sus condensadores, sin afectar al
funcionamiento del conjunto.
La compensación individual presenta las siguientes ventajas:
•
Los condensadores son instalados cerca de la carga inductiva, la potencia
reactiva es confinada al segmento más pequeño posible de la red.
•
El arrancador para el motor puede también servir como un interruptor para el
condensador, eliminando así el costo de un dispositivo de control del
condensador solo.
•
El uso de un arrancador proporciona control semiautomático para los
condensadores, por lo que no son necesarios controles complementarios.
•
Los condensadores son puestos en servicio sólo cuando el motor está
trabajando.
•
Todas las líneas quedan descargadas de la potencia reactiva.
xxvi
C
∼
∼
C
∼
C
∼
C
Figura N° 1-6. Compensación Reactiva Individual
1.7.1Compensación individual en motores eléctricos
Como se ha mencionado, el método de compensación individual es el tipo de
compensación más efectivo ya que el condensador se instala en cada una de las
cargas inductivas a corregir, de manera que la potencia reactiva circule únicamente
por los conductores cortos entre el motor y el condensador.
No obstante, este método presenta las siguientes desventajas:
•
El costo de varios condensadores por separado es mayor que el de un
condensador individual de valor equivalente.
•
Existe subutilización para aquellos condensadores que no son usados con
frecuencia.
Es importante mencionar que para no incurrir en una sobre compensación de
la potencia inductiva, que provoque alteraciones en el voltaje que puedan dañar la
instalación eléctrica, la potencia del banco de condensadores deberá limitarse al
90% de la potencia reactiva del motor en vacío.
Tamaño del condensador
La potencia del condensador a conectar directamente con el motor puede ser
determinado de acuerdo a uno de los siguientes métodos:
• Multiplicar por 1/3 el valor del motor expresado en hp 1
xxvii
• El 40% de la potencia del motor en kW 2
• Utilizar tablas con valores recomendados por NEMA (National Electrical
Manufacturers Association) (Sección de Anexos ).
1.7.2 Compensación por etapas
En la compensación por etapas, el equipamiento de compensación se asigna
a un grupo de cargas. Estas cargas pueden ser motores o bien lámparas
fluorescentes que se conectan a la red en conjunto por medio de un contactor o
interruptor automático. (figura N° 1-7).
En este caso, como todo componente eléctrico que se conecta a una red de
alimentación, los condensadores se deben instalar a través de elementos de
protección adecuados.
∼
∼
∼
∼
C
Figura N° 1-7. Compensación por Etapas
1 y 2.- Fuente: Comisión Nacional Mexicana para el Ahorro de Energía. Dirección de Demanda Eléctrica.
1.7.3 Compensación Centralizada
Para la compensación centralizada se emplean, unidades automáticas de
regulación de energía reactiva, que se conectan directamente a un cuadro o tablero
principal o secundario de distribución. Este tipo de compensación es conveniente
xxviii
cuando se trata de instalaciones, donde se tiene conectado a la red un gran número
de cargas, con diferentes potencias y tiempos de conexión variables.
Una compensación centralizada tiene además, otras ventajas como por
ejemplo:
•
El equipo de compensación es fácilmente controlable debido a su
posición central.
•
La potencia reactiva suministrada por los condensadores se ajusta por
pasos al requerimiento de potencia reactiva de los consumidores.
•
Con frecuencia, en función del factor de simultaneidad, la potencia
reactiva capacitiva a instalar es menor que en el caso de una
compensación individual.
Regulador
∼
∼
∼
∼
∼
∼
Figura N° 1-8. Compensación Reactiva Centralizada
Lo más aconsejable es conectarlos a través de una llave seccionadora bajo
carga, que admita una corriente de conexión bajo carga o de cortocircuito
suficientemente alta como para soportar la corriente de inserción de los
condensadores y fusibles de corte lento. Cabe recordar que un condensador
descargado que se conecta a una fuente de tensión, presenta una impedancia baja,
generándose un transitorio de corriente muy elevado que puede llegar a valores del
orden de 100 a 150 veces la corriente nominal, durante un corto lapso.
xxix
1.8 Descripción de los Bancos de Condensadores Automáticos
En instalaciones donde permanentemente se conectan y desconectan diferentes
cargas durante el servicio, el cos ϕ se modifica continuamente. Para este tipo de
instalaciones se emplean equipos de compensación centralizados tales como
bancos de condensadores automáticos, los cuales conectan y desconectan
condensadores de acuerdo con los estados instantáneos de la red.
Los bancos de condensadores automáticos son sistemas de compensación de
energía reactiva de salida variable que hacen uso de equipos de regulación
electrónicos para adaptar la potencia reactiva necesaria en instalaciones eléctricas
donde el consumo de esta potencia presenta fluctuaciones continuas.
Para su funcionamiento, el sensor electrónico detecta las variaciones en la
demanda reactiva, y en función de estas fluctuaciones, actúa sobre los contactores
permitiendo la entrada o salida de los condensadores necesarios.
Figura Nº 1-9. Banco de Condensadores Automático
La instalación de un equipo de compensación automática debe asegurar que la
variación del factor de potencia en la instalación no sea mayor de un ±10% del valor
medio obtenido en un prolongado periodo de funcionamiento.
xxx
1.8.1 Elementos de un Banco de Condensadores Automático
Un equipo de compensación automático está constituido por tres elementos
principales:
1.8.1.1. El Sensor
Este dispositivo, mide permanentemente el valor de factor de potencia y por
intermedio de contactores especiales incorporan o retiran condensadores a
demanda de la carga. Estos dispositivos permiten obtener una corrección del factor
de potencia para amplias variaciones de la carga, en cuanto a potencia y a factor de
potencia.
Dependiendo del grado de sofisticación del sensor, se pueden visualizar otros
parámetros eléctricos de información del sistema tales como Potencia Aparente,
Potencia Activa, Frecuencia de Trabajo, Distorsión armónica de Voltaje (THDV),
Distorsión Armónica de Corriente (THDI), etc.
1.8.1.2 Los Contactores
Son los elementos encargados de conectar los distintos condensadores que
configuran la batería, los cuales conforman un conjunto de escalones de potencia
reactiva.
El número de escalones que es posible disponer en un sistema de
compensación automático depende de la cantidad de salidas que tenga el sensor.
1.8.1.3
Los Condensadores
Son los elementos que aportan la energía reactiva a la instalación.
Por lo
general se emplean condensadores trifásicos, formados por cajas moldeadas que
contienen en su interior, condensadores monofásicos conectados en estrella o en
delta. En la figura N° 1-10 se puede observar estas conexiones de condensadores.
xxxi
Conexion Delta
Conexion Estrella
Figura N° 1-10. Conexiones Delta y Estrella de los Condensadores Monofásicos
Cuando se construyen equipos de compensación es conveniente prever siempre
una buena instalación de ventilación, con el fin de permitir el funcionamiento de
todos los escalones conectados a la temperatura más baja posible.
Además de estos elementos, existen otros elementos externos que son
necesarios para que el sensor pueda hacer las mediciones del cos ϕ y los demás
parámetros. Estos elementos son los siguientes:
1.8.1.4 El Transformador de Corriente
El transformador de corriente es necesario para que el sensor pueda realizar la
lectura de corriente en la totalidad de la instalación. Con esta medición de corriente
y con la de voltaje, el sensor electrónico puede realizar los cálculos de potencia
activa, reactiva y Aparente del sistema
Dimensionamiento del Transformador de Corriente
Para
una
correcta
lectura
de
intensidad,
el
dimensionamiento
del
transformador de Corriente o Transformador Amperimétrico debe tomar en cuenta
las siguientes recomendaciones:
xxxii
1. Por lo general se debe utilizar un Transformador de Corriente (TC) con
secundario de 5 A y corriente primaria superior a la máxima absorbida por la
carga. Conviene escoger la relación de Transformación del TC de manera
que se pueda garantizar constantemente una señal amperimétrica al
secundario comprendido en el intervalo de 0,5 a 5 A, intervalo de valor
óptimo para una correcta medida del sensor.
2. Se debe conectar el TC sobre la fase de la red con mayor carga inductiva y
conectada sobre el borne del seccionador que no alimenta el circuito
voltimétrico (ver figura Nº 1-11).
3. Es necesario, colocar el transformador de corriente sobre la línea de la
instalación a compensar, exactamente agua arriba de las cargas de la red,
como del punto de derivación de la alimentación del cuadro de
compensación. El TC instalado debe así poder medir la corriente absorbida
de toda la instalación, sea la inductiva como la capacitiva.
4. En el caso en el cual se deba compensar dos o mas transformadores en
paralelo, se deben utilizar dos o mas TC cuyos secundarios alimentaran un
transformador sumador con salida de 5 A.
xxxiii
Banco de
Compensación
Automático
Figura Nº 1-11. Ejemplo de conexión del Transformador de Corriente
1.8.2. La Lectura de Tensión
Normalmente se incorpora en la propia batería de manera que al efectuar la
conexión de potencia, de la misma ya se obtiene este valor.
Esta información de la instalación (tensión e intensidad) le permite al sensor
efectuar el cálculo del cos ϕ existente en la instalación en todo momento y le
capacita para tomar la decisión de introducir o sacar escalones de potencia reactiva.
Además también calcula valores instantáneos de Potencia Activa, reactiva y
Aparente. En algunos modelos también se incorpora la medición de factores de
distorsión por efecto de armónicos en las líneas del sistema.
xxxiv
1.9. Fenómenos asociados a las baterías de condensadores
La conexión de una batería de condensadores da lugar a un régimen
transitorio de corriente y de tensión en la línea y en el equipo, debido a la baja
impedancia que presenta el condensador durante el instante de la conexión.
Figura Nº 1-12. Curvas de Sobreintensidad por cierre del contactor
Si no se la limitan estas corrientes transitorias en equipos de 100 KVAr o más,
se puede causar el deterioro rápido del banco y de los equipos de protección y
maniobra. La aparición de una elevada corriente en el momento de la conexión de
un condensador es un fenómeno que se produce debido a una característica
inherente al mismo, la de tratar de mantener su tensión constante.
Antes de la conexión, el condensador se encuentra descargado (tiempo t=0-),
por lo tanto la diferencia de tensión al conectarse (tiempo t=0+) genera una gran
corriente transitoria de elevada intensidad hasta que el condensador entra en el
régimen permanente y su corriente se estabiliza de acuerdo a la tensión de red
aplicada.
xxxv
La conexión de un condensador descargado a la red es un cortocircuito
momentáneo para la misma, y la intensidad de la corriente depende de la potencia
del condensador que se conecta, de la potencia de los condensadores que estaban
conectados anteriormente, los cuales tienden a descargarse sobre el que está
entrando, y de la potencia de cortocircuito en el punto de conexión (ya que también
se comporta como un cortocircuito para el transformador que está proveyendo
energía). Por lo tanto la corriente de inserción aumentará cuanto mayor sea la
potencia del condensador que entra, de los condensadores que ya estaban
conectados y del transformador.
Esta corriente puede llegar a ser hasta 100 veces la nominal del
condensador que se conecta y obviamente, ningún condensador está diseñado para
soportarla sin sufrir disminución de su vida útil.
La norma CEI 831 establece que el valor de cresta de la sobrecorriente de
conexión debe ser inferior a 100*Ic . Es necesario, por tanto, tomar medidas para
reducir las elevadas sobreintensidades que aparecen en las maniobras de las
baterías de condensadores.
Comúnmente se emplean dos alternativas: contactores especialmente
diseñados para conexión de condensadores, o bien contactores standard incluyendo
en el circuito elementos inductivos que reduzcan las sobrecorrientes.
1.9.1 Contactores especiales para condensadores
Estos contactores se caracterizan por disponer de unos contactos auxiliares
equipados con resistencias de pre-carga.
Estos contactos se cierran antes que los de potencia y la cresta de conexión
es fuertemente limitada por el efecto de las resistencias. A continuación se cierran
los contactos de potencia, dejando de actuar las resistencias durante el
funcionamiento normal del condensador. El empleo de estos contactores es
altamente recomendable pues limitan notablemente las sobrecorrientes.
xxxvi
Figura Nº 1-13. Contactor con resistencia de precarga
1.9.2 Contactores standard
En el caso de emplear contactores standard es imprescindible reducir la cresta
de la corriente de conexión. Como la duración y resistencia de los contactos de los
contactores varía según modelo y fabricante del contactor, el procedimiento a seguir
es el siguiente:
•
en primer lugar calcular el valor de la corriente de conexión
•
comprobar, con la información del fabricante de contactores, que el contactor a
emplear puede soportar dicha corriente. En caso contrario hay que calcular, por
medio de las mismas ecuaciones, que inductancia hay que añadir en serie con
el condensador para que la corriente se reduzca a un valor admisible para el
contactor.
xxxvii
Figura Nº 1-14. Contactor con inductancias limitadoras
1.10. Cálculo de las corrientes de conexión de condensadores de
potencia
1.10.1.
Conexión de un solo condensador
En el caso de conexión de un único condensador, el valor de pico de la
corriente de conexión puede calcular, mediante la siguiente ecuación:
Ie = Ic * 2 * h0
(1-11)
pero
h0 =
Pcc
Q
∴ Ie = Ic *
(1-12)
2 * Pcc
Q
(1-13)
xxxviii
donde:
• Ie: valor pico de la corriente transitoria de conexión (A)
• Ic: Valor eficaz de la corriente nominal del condensador (A)
• Pcc: Potencia de cortocircuito en el punto de conexión del condensador
(MVA)
• Q: Potencia nominal del condensador (MVAr)
1.10.2. Conexión de un condensador en paralelo con otros ya
conectados
Cuando se conecta un condensador descargado a un conjunto de
condensadores ya energizados, el valor de la corriente de inserción se ve
aumentado, debido a que los condensadores tienden a descargarse sobre el
condensador entrante. Es aquí donde la corriente puede tener valores superiores a
100*Ic, lo cual es un inconveniente para la operación de los condensadores.
La corriente de inserción puede calcularse mediante la siguiente ecuación:
Ie =
U* 2
XC * XL
(1-14)
siendo
 1
1 
 * 10 −6
+
X C = 3 * U 2 * 
Q
Q
2 
 1
y la frecuencia de la corriente de conexión
fs = fn *
XC
XL
(1-15)
(1-16)
donde:
•
Ie = valor de cresta de la corriente transitoria de conexión (A) S
•
U = valor eficaz de la tensión simple (fase-neutro) (V)
•
XC = reactancia capacitiva serie por fase (S) C
•
XL = reactancia inductiva por fase entre condensadores (S) L
•
Q1 = potencia del condensador a conectar (MVAr) 1
•
Q2 = suma de potencias de los condensadores ya conectados (MVAr) 2
•
fn = frecuencia nominal de la red (Hz) N
xxxix
•
fs = frecuencia de la corriente transitaria de conexión (Hz) S
1.11. Protección de Condensadores contra cortocircuitos
La norma DIN EN 60831-1 (VDE 560, Parte 46) señala que los
condensadores deben ser aptos para prestar servicio permanente con una corriente,
cuyo valor eficaz no sobrepase 1,3 veces la corriente que circularía con la tensión
senoidal nominal y la frecuencia nominal.
Para proteger contra cortocircuitos las unidades de condensadores se
emplean, por lo general, fusibles NH de la clase de servicio gL / gG.
La corriente asignada de los fusibles se selecciona en 1,6 a 1,7 veces la
corriente asignada del condensador para evitar que los fusibles reaccionen cuando
se conectan los condensadores.
1.12. Efectos de los Armónicos sobre los condensadores de Potencia
En un sistema de potencia ideal, el voltaje que abastece a los equipos de los
clientes, y la corriente de carga resultante son perfectas ondas senoidales. En la
práctica, sin embargo, las condiciones nunca son ideales, tan así que estas formas
de onda se encuentran frecuentemente muy deformadas.
Esta deformación de la onda senoidal se ve agravada con el creciente
aumento en el uso de cargas no lineales (procedentes de la electrónica de
potencia), debido a esto, se han empezado a tener algunos problemas en las
instalaciones eléctricas debido a los efectos de las componentes armónicas de
corrientes y voltajes en el sistema eléctrico que no se contemplaban anteriormente.
Se llama carga no lineal a aquella carga cuya característica V-I no es una
línea recta la cual corresponde a una carga resistiva, o bien, una elipse que
corresponde a una carga inductiva-resistiva o capacitiva. Este tipo de cargas son
xl
alimentadas con voltajes casi senoidales, pero la corriente que extraen no es
senoidal y de ahí que la característica V-I no sea lineal.
A continuación se muestra una lista de ejemplos comunes de fuentes de
armónicos en sistemas de potencia, entre las que se citan algunas cuyos efectos se
pueden despreciar de manera segura en sistemas de distribución:
a. Saturación de transformadores
b. Corrientes de energización de transformadores
c. Hornos de arco eléctrico
d. Lamparas Fluorescentes
e. Fuentes reguladas por conmutación
f.
Cargadores de Baterías
g. Compensadores estáticos de VAr´s
h. Variadores de frecuencia para motores (“drives”), inversores
i.
Convertidores de estado sólido
La diferencia con la perfecta onda senoidal se expresa comúnmente desde el
punto de vista de la distorsión armónica de las formas de onda del voltaje y de la
corriente.
La distorsión armónica en los sistemas de potencia no es un fenómeno
nuevo, esfuerzos por limitarlo a proporciones aceptables ha sido el interés de
ingenieros de potencia desde los primeros días de los sistemas de distribución
especialmente, ha surgido un
gran interés en el estudio de los efectos de los
armónicos sobre motores sincrónicos y de inducción, interferencia telefónica, y fallas
en condensadores de potencia.
La distorsión de la onda senoidal a la frecuencia fundamental, se puede
descomponer por serie de Fourier, en ondas múltiplos de la frecuencia fundamental.
Así sobre un sistema de potencia de 60 Hz, la onda armónica tiene una frecuencia
expresada por:
farmónicos = h x 60 Hz
(1-17)
donde h es un número entero.
xli
Figura Nº 1-15. Distorsión de la Señal Fundamental por Armónicos
En la tabla Nº 1-2 se muestra un resumen de la causa de armónicos sobre
conductores y equipos de potencia, y su consecuencia.
Tabla N° 1-2. Causa y efectos de los armónicos
Efectos de los
Causa
Consecuencia
Armónicos
Sobre los conductores
Las Intensidades armónicas provocan el
Disparos intempestivos de las
aumento de la IRMS
protecciones
El efecto pelicular (efecto skin) reduce la
Sobrecalentamiento de los conductores
sección efectiva de los conductores a
medida que aumenta la frecuencia
Sobre el Conductor de
Cuando existe una carga trifásica +
Cierre de los armónicos homopolares
neutro
neutro equilibrada que genera
sobre el neutro que provoca
armónicos impares de múltiplos 3
calentamientos y sobre intensidades
Sobre los Transformadores
Aumento de la IRMS
Aumento de los calentamientos por
efecto Joule en los devanados
Sobre los motores
Las pérdidas por Foucault son
proporcionales al cuadrado de la
frecuencia, las pérdidas por
histéresis son proporcionales a la
frecuencia.
Análogas a las de los transformadores y
Aumento de las pérdidas en el hierro
Análogas a las de los transformadores
xlii
generación de un campo adicional al
más perdidas de rendimiento
principal
Sobre los condensadores
Disminución de la impedancia del
Envejecimiento prematuro, amplificación
condensadores con el aumento de la
de los armónicos existentes
frecuencia
1.12.1. Sobretensiones en Bancos de Condensadores
Los condensadores de potencia fabricados bajo normas Europeas, se
diseñan para operar a una frecuencia nominal de 50 Hz. Sin embargo, no existe
ningún inconveniente técnico para que estos puedan operar a frecuencias más
altas, como por ejemplo en el sistema americano (60 Hz). Esto implica un aumento
de la potencia reactiva suministrada, proporcional al aumento de frecuencia.
kVAr suministrados = (
frec.Aplicada
) * kVAr nom
50
(1-18)
En operación normal, la frecuencia aplicada nunca debe exceder a los 60 Hz
nominales.
Análogamente cuando los condensadores se operan a un voltaje superior a
su voltaje nominal, aumenta la potencia reactiva proporcionalmente al cuadrado de
la relación de voltajes:
kVAr suministrados
 Vaplic
= 
 Vnom
2

 * kVAr nom


(1-19)
Los condensadores de potencia para baja tensión, pueden operar a
sobrevoltajes que no superen el 10% la tensión nominal especificada por el
fabricante, sin que aparezcan problemas de aislamiento, estabilidad térmica, etc. Sin
embargo, en operación normal debe tratarse de que el voltaje aplicado no exceda el
valor de su voltaje nominal, ya que el deterioro que produce el sobrevoltaje sobre los
xliii
dieléctricos es análogo al deterioro mencionado anteriormente producido por el
sobrecalentamiento.
Las relaciones (1-18) y (1-19) son consecuencia de la expresión:
kVAr = 2 * π * f * C * kV 2 * 10 −3
(1-20)
donde:
kVAr :
Potencia reactiva del condensador, en kVAr
f:
frecuencia de operación en ciclos por segundo
C:
Capacidad del condensador en µF
kV:
Voltaje aplicado entre bornes, en kV
1.12.2. Corriente Nominal de Operación
La corriente nominal de un condensador monofásico puede calcularse por
medio de la expresión:
In =
kVAr
kV
(1-21)
donde:
kVAr :
Potencia reactiva nominal del condensador en kVAr
kV:
Voltaje nominal entre bornes en kV
La corriente nominal por fase, de un banco de condensadores viene dada
por la expresión:
Ifn =
kVAr
(1-22)
3 * kV
donde:
kVAr :
Potencia reactiva nominal del condensador en kVAr
kV:
Voltaje nominal entre bornes en kV
xliv
Esta expresión es independiente de que la conexión interna del banco de
condensadores sea en delta (∆) o en estrella.
Combinando las expresiones (1-20) y (1-21), se obtiene:
I = 2 * π * f * C * kV * 10 −3
(1-23)
de donde se deduce que la corriente que toma un condensador de potencia
es directamente proporcional a la frecuencia de operación, a su capacidad y al
voltaje aplicado entre bornes.
1.12.3. Amplificación de corriente y tensión en un condensador
La expresión (1-23) muestra claramente el efecto que producen los
armónicos sobre la corriente que toma un condensador. Por ejemplo, un séptimo
armónico tendería a hacer pasar al condensador una corriente siete veces mayor
que la nominal, sino se presentase con una amplitud de voltaje más reducida que la
de la onda fundamental.
Las corrientes armónicas que suelen encontrarse en la práctica, son de
orden impar. Las señales de voltaje que llegan a los condensadores contienen los
armónicos 3º, 5º, 7º... etc., con valores eficaces e3, e5, e7, respectivamente,
medidos en tanto por ciento de la onda fundamental.
El valor eficaz del voltaje total resultante aplicado al condensador viene dado
por la expresión:
V = 0.01 * Vn * 100 2 + e3 2 + e5 2 + e7 2 + ...
(1-24)
xlv
y la corriente eficaz que toma cada condensador
I = 0.01 * In * 1002 + 9 * e32 + 25 * e52 + 49 * e72 + ...
(1-25)
siendo Vn e In, el voltaje y la corriente nominales, respectivamente, a la
frecuencia nominal del condensador.
El incremento de potencia reactiva de operación debido exclusivamente a la
existencia de estas armónicas, puede calcularse, en tanto por ciento, según la
expresión:
∆kVAr % = 0.01 * (3 * e3 2 + 5 * e5 2 + 7 * e7 2 + ...)%
(1-26)
Como una aproximación aceptable, este porcentaje puede considerarse
referido a la potencia reactiva nominal del banco instalado.
Las armónicas de secuencia positiva son todas del orden (6n+1), donde n es
cualquier número entero; las de secuencia negativa del orden (6n-1); y las de
secuencia cero del orden (6n-3). Las 7ma, 13 era, 19na, 25ta, armónicas son de
secuencia positiva. Las 5ta, 11era, 17ma y 23era son de secuencia negativa. Las
3era, 9na, 15ta, 21era y 27ma armónicas son de secuencia cero.
En un sistema trifásico simétrico, no se presentan armónicos. Si se desea
generar armónicas uniformes estas están generalmente asociadas a cargas con
sistemas de rectificación. Los condensadores en razón de su tendencia a presentar
baja impedancia para las corrientes armónicas, permiten que las armónicas de
secuencia cero puedan fluir sólo si el banco de condensadores esta conectado en
estrella con el neutro conectado a tierra. Esta es otra razón para conectar el banco
en estrella con neutro flotante o en delta (∆).
Para los condensadores de potencia de baja tensión, se recomienda un
limite no mayor al 10% de sobrevoltaje para el voltaje total resultante. La
sobrecorriente máxima permisible, debido a la onda de voltaje fundamental y sus
armónicas es del 80% de la corriente nominal. La combinación de ambos factores,
xlvi
sobrevoltaje y sobrecorriente, no debe sobrepasar el incremento de potencia
reactiva de operación máximo permisible, que es del 35%, con respecto a la
potencia reactiva nominal.
Cuando se presenta un problema de sobrecarga de corriente o de potencia,
los condensadores suelen mostrar síntomas de una temperatura de operación
elevada y en las peores circunstancias, una deformación del tanque, que indica las
altas presiones internas a las que esta sometido el aparato.
En instalaciones en la que cabe esperar perturbaciones de consideración en
la onda fundamental, debe preverse la existencia de estas sobrecorrientes, tanto en
su alambrado o conexión, como en todos sus accesorios y equipo auxiliar.
Especialmente deben tomarse las siguientes precauciones:
a)
Tomar un cuidado especial en la ventilación e incluso refrigeración
del banco.
b)
Dejar el neutro flotante, en caso de conexión en estrella.
Si se tienen problemas de sobrecarga de corriente o de potencia, se puede
ver si es posible:
c)
Desconectar el banco en los períodos de máxima generación de
armónicos.
d)
Colocar inductancias de choque en serie con el banco de
condensadores, cuya reactancia inductiva represente una pequeña
fracción de la reactancia capacitiva por fase del banco, para la
frecuencia fundamental, constituyendo un verdadero choque para
las altas frecuencias. Si los niveles de armónicas fluctúan
excesivamente entre valores muy bajos y valores muy altos, no es
posible proteger el banco de condensadores con inductancia de
choque.
xlvii
1.12.4. Efectos de resonancia
En general, un sistema eléctrico de potencia compensado se comporta
básicamente como un circuito RLC (figura Nº 1-16). Por lo tanto, su característica de
respuesta en frecuencia presenta puntos de resonancia, es decir, frecuencias para
las cuales la impedancia del sistema, visto de cualquier barra, toma un valor máximo
(resonancia paralelo) o mínimo (resonancia serie).
Vh
Leq
Ceq
Req
Ih
Carga No
Lineal
Figura N° 1-16. Circuito RLC equivalente de la instalación eléctrica
Si el sistema alimenta una carga no lineal, surgirán corrientes armónicas de
frecuencias múltiplos de la frecuencia fundamental del sistema. La presencia de
corrientes armónicas junto con las posibilidades de resonancia del sistema, puede
originar valores apreciables de tensiones armónicas superpuestas a la tensión
fundamental del sistema, resultando una tensión en barras totalmente distorsionada.
En particular, al incorporar un banco de condensadores de compensación de
potencia reactiva en una instalación con equipos productores de armónicas, se debe
tener en cuenta que aunque los condensadores son cargas lineales, y por lo tanto
xlviii
no crean armónicas por si mismos, pueden contribuir a producir una amplificación
importante de los armónicos existentes.
Al respecto hay que considerar que la impedancia de un condensador se
reduce cuando crece la frecuencia, presentando así un camino de baja impedancia
para las corrientes de las armónicas superiores. Por su parte, los condensadores de
corrección del factor de potencia forman un circuito paralelo con la inductancia de la
red de distribución y con la del transformador. Así las corrientes armónicas
generadas por los elementos no lineales se dividen entre las dos ramas de este
circuito paralelo, dependiendo de la impedancia presentada por el circuito para cada
armónico.
ω
ω
|
|
Figura Nº 1-17. (a) Variación de la Impedancia inductiva en función de la
frecuencia, (b) Variación de la Impedancia capacitiva en función de la
frecuencia.
De esta manera, la corriente eficaz que pasa a través del condensador y por la
red de distribución puede ser mucho mayor que la generada por el equipo no lineal,
si la frecuencia de una armónica característica de la carga no lineal con amplitud
importante, fuera próxima a la frecuencia de resonancia del circuito paralelo, dada
por la siguiente ecuación:
xlix
f resonancia =
1
1
×
2π
LC
(1-27)
Esto puede provocar una sobrecorriente muy perjudicial para el condensador.
En el peor de los casos, cuando la frecuencia de alguna corriente armónica
coincide, o está próxima, con la frecuencia de resonancia del circuito paralelo (fr), la
corriente que circula por cada rama del banco puede llegar a ser tan grande que los
condensadores se degraden aceleradamente, o eventualmente exploten. Asimismo,
estas corrientes armónicas también producen sobretensiones que se suman a la
tensión total aplicada al condensador y pueden dañar al dieléctrico del mismo.
Se recomienda que para evitar que la distorsión sobrecargue un condensador,
su corriente eficaz no debe sobrepasar un 115% de su valor a plena carga.
La impedancia equivalente del circuito de la figura Nº 1-16 para cualquier
armónica vienen dada por:
Z eq
− j
( R + jωL )

 ωC 
=
1 

R + j  ωL −

ωC 

(1-28)
Esta impedancia equivalente se puede simular en cualquier espectro en
frecuencia (w), donde se podrá apreciar un máximo a la frecuencia:
ωr =
1
LC
(1-29)
que es la frecuencia de resonancia (paralela del sistema).
La amplitud de la impedancia evaluada a esta frecuencia de resonancia será:
l
Z eq
1
 ωL 
* 1+
=

ωC
R 
2
(1-30)
La inductancia y la resistencia corresponden a la impedancia de cortocircuito
del sistema.
El orden armónico correspondiente a la frecuencia de resonancia (paralela),
viene dado por la siguiente ecuación.
h0 =
Pcc
Q
(1-31)
Ya que la inductancia equivalente de la red (L), se estima por la potencia de
cortocircuito del sistema, se puede calcular la frecuencia de resonancia (paralela)
del sistema como:
f res = h0 * f red =
Pcc
* f red
Q bco
(1-32)
donde
•
ho : Orden armónico de la frecuencia de resonancia (paralela)
•
fred : Frecuencia de la red
•
ho : frecuencia de resonancia del sistema (interacción Red-Banco)
por lo tanto, se puede realizar el cálculo de la frecuencia de resonancia de la
instalación mediante la ecuación (1-32), con la cual se puede obtener la respuesta
en frecuencia de la instalación, que permitirá la identificación clara de las posibles
condiciones de resonancia que puedan presentarse a lo largo de dicho sistema.
Como la impedancia del sistema es función de su configuración, es
indispensable que se analice también el comportamiento de las distintas barras del
sistema en las diversas situaciones posibles de operación (por ejemplo con o sin la
presencia de un determinado banco de condensadores, etcétera).
li
Una vez que se identifican las condiciones de resonancia del sistema, debe
procederse al análisis de las distorsiones en las barras de interés, y a continuación
se deben dimensionar y localizar los filtros necesarios para mitigar las armónicas, de
modo de mantener los niveles de distorsión dentro de lo establecido.
1.13 Factor de Amplificación
El factor clave que controla la resonancia es el factor de amplificación, éste
representa el incremento de las corrientes armónicas en el punto de conexión del
condensador cuando ocurre el efecto de resonancia.
El factor de amplificación vale 1 para las frecuencias menores que la de
resonancia, toma un valor elevado alrededor de la frecuencia de resonancia y
vuelve a cero para frecuencias mayores. Por lo tanto, un factor de amplificación con
valores superiores a 1, indica que el daño a los condensadores durante una
resonancia sería catastrófico.
Z2
Z1
Fr
ω
Figura Nº 1-18. Resonancia Paralelo y Factor de Amplificación
El factor de amplificación se define como la relación entre las impedancias del
sistema al agregarle el banco de condensadores y sin la misma.
lii
•
Z1: Impedancia de la instalación sin batería de condensadores
•
Z2: Impedancia de la instalación con batería de condensadores
En el circuito de la figura Nº 1-16, se obtienen los valores de impedancia:
Zcc = h0 *
U2
Pcc
(1-33)
U 2 * h0
Z2 =
2
( Pcc − Q * h 2 ) 2 + h0 * p 2
Z1 = L * ωr = L * ω * h
siendo h0 =
(1-35)
Pcc
Q
siendo L*ω: L * ω =
(1-34)
(1-36)
U2
Pcc
(1-37)
El factor de Amplificación:
FA =
Z2
=
Z1
U2 P
Pcc
U 2 Pcc *
Q
=
Q * Pcc
P
(1-38)
por lo tanto el Factor de Amplificación puede ser calculado mediante la
siguiente expresión
FA =
Q * Pcc
P
(1-39)
donde:
Pcc
= Potencia de cortocircuito en el punto de conexión de la batería
Q
= Potencia de la batería de condensadores (kVAr)
liii
P
= Potencia activa de la instalación (kW)
1.14.Factores de Distorsión.
El factor de distorsión es una medida del alejamiento de la forma de onda de
una función periódica cualquiera con respecto a otra con forma de onda senoidal
pura de igual frecuencia.
El factor de distorsión puede usarse para caracterizar tanto la distorsión en las
ondas de voltaje como de corriente. Los factores totales de distorsión armónica
pueden especificarse para una gama de armónicos desde el segundo hasta el
undécimo armónico cuando no es relevante la amplitud de los armónicos de orden
mayor. El factor de distorsión también puede ser obtenido para armónicos sencillos
o de pequeña magnitud. La distorsión armónica total (THD) es el factor de distorsión
que incluye a todos los armónicos relevantes (típicamente tomado desde el segundo
hasta el vigésimo quinto armónico).
Este factor de distorsión, normalmente se expresa en porcentaje. Hay dos
tipos de factores de distorsión: factor de distorsión de tensión (FDV o THDV) y factor
de distorsión de corriente (FDI o THDI).
1.14.1. Factor de Distorsión Armónica Total de Voltaje
El factor de distorsión total del voltaje THDV se define como la raíz cuadrada
de la sumatoria de los valores eficaces de las componentes armónicas al cuadrado,
desde h = 2 hasta h = 25, dividida entre el valor eficaz de la componente
fundamental.
El THDV es igual al valor eficaz de la forma de onda de voltaje, excluyendo
de la original la componente fundamental y la componente de corriente continua,
dentro del valor eficaz de la componente fundamental.
Si una resistencia se alimenta con una forma de onda de voltaje
distorsionada, la potencia debida a las armónicas dividida entre la potencia debida a
la fundamental es igual al THDV al cuadrado. También, el valor eficaz de la forma
liv
de onda de voltaje es igual al producto del valor eficaz de la componente
fundamental y la raíz cuadrada de la suma de 1 más THDV al cuadrado.
Vef = V1 * 1 + (THDV ) 2
(1-40)
Considerando a VLN como la amplitud a la frecuencia fundamental del Voltaje
de Línea a neutro y a VH como el Voltaje armónico total de línea a neutro se tiene:
THDV =
∑
h = 25
h =2
Vh2
VL −N
(1-41)
1.14.2. Factor de Distorsión Armónica Total De Corriente
El factor de distorsión total de corriente THDI se define como la raíz
cuadrada de la sumatoria de los valores eficaces de las componentes armónicas al
cuadrado, desde h = 2 hasta h = infinito, dividida entre el valor eficaz de la
componente fundamental. El THDI es igual al valor eficaz de la forma de onda de
corriente, excluyendo de ella, la componente fundamental y la componente de
corriente continua dentro del valor eficaz de la componente fundamental.
En general, la distorsión de corriente define la relación entre la corriente
armónica total y la corriente fundamental en la misma manera que la distorsión de
voltaje. Sin embargo, según las recomendaciones de la IEEE 519-1992, hay algunas
diferencias de aplicación, que deben indicarse. Estas incluyen:
•
Los límites de la corriente armónica dependen de la capacidad de
cortocircuito en el punto de análisis.
•
Los porcentajes de corriente armónica se aplican a las corrientes
armónicas individuales. Estas se expresan con relación a la corriente
fundamental total de la carga del sistema, medida para las condiciones
de operación más criticas durante una hora.
lv
•
La distorsión total de demanda TDD es la distorsión armónica de
corriente dada por:
TDD =
IH
IL
(1-42)
donde IL es la máxima corriente de carga (componente de frecuencia
fundamental) en el punto de acoplamiento común (PCC).
IH =
∑
h =25
h =2
Ih 2
(1-43)
El limite superior en la sumatoria hasta h=25 se utiliza para procesos de
cálculo. Se ha comprobado que da buenos resultados prácticos.
Si una resistencia se alimenta con una forma de onda de corriente
distorsionada, la potencia debida a los armónicos dividida entre la potencia debida a
la fundamental es igual al THDI al cuadrado. También, el valor eficaz de la forma de
onda de corriente es igual al producto del valor eficaz de la componente
fundamental y la raíz cuadrada de la suma de 1 más THDI al cuadrado.
Ief = I1 * 1 + (THDI ) 2
(1-44)
1.15. La norma IEEE 519-1992
Debido a los problemas generados por los armónicos en las instalaciones
eléctricas, especialmente las de uso industrial, ha sido necesario desarrollar
técnicas y lineamientos para la instalación de equipos y control de armónicos. Este
segmento discute esos lineamientos y su importancia en el diseño de sistemas.
Las normas estadounidenses con respecto a los armónicos han sido
agrupadas por la IEEE en la norma 519: IEEE Recomendaciones Prácticas y
Requerimientos para el Control de armónicos en Sistemas Eléctricos de Potencia.
Existe un efecto combinado de todas las cargas no lineales sobre el sistema de
distribución la cual tienen una capacidad limitada para absorber corrientes
armónicas.
Adicionalmente, las compañías de distribución tienen la responsabilidad de
proveer alta calidad de abastecimiento en lo que respecta al nivel del voltaje y su
forma de onda. La norma IEEE 519 hace referencia no solo al nivel absoluto de
armónicos producido por una fuente individual sino también a su magnitud con
respecto a la red de abastecimiento.
El propósito de la IEEE 519 es el de recomendar límites en la distorsión
armónica según dos criterios distintos, específicamente:
1. Existe una limitación sobre la cantidad de corriente armónica que un
consumidor puede inyectar en la red de distribución eléctrica.
lvi
2. Se establece una limitación en el nivel de voltaje armónico que una
compañía de distribución de electricidad puede suministrar al consumidor.
1.15.1. Lineamientos para Clientes Individuales
El límite primario de los clientes individuales es la cantidad de corriente
armónica que ellos pueden inyectar en la red de distribución. Los límites de corriente
se basan en el tamaño del consumidor con respecto al sistema de distribución. Los
clientes más grandes se restringen más que los clientes pequeños. El tamaño
relativo de la carga con el respecto a la fuente se define como la relación de
cortocircuito (SCR), al punto de acoplamiento común (PCC), que es donde la carga
del consumidor se conecta con otras cargas en el sistema de potencia. El tamaño
del consumidor es definido por la corriente total de frecuencia fundamental en la
carga, IL, que incluye todas las cargas lineales y no lineales. El tamaño del sistema
de abastecimiento es definido por el nivel de la corriente de cortocircuito, ISC, al
PCC. Estas dos corrientes definen el SCR:
SCR =
MVACC
I
= sc
MWc arg a
IL
(1-45)
Una relación alta significa que la carga es relativamente pequeña y que los
límites aplicables no serán tan estrictos como los que corresponden cuando la
relación es más baja. Esto se observa en la tabla Nº 1-3, donde se recomiendan los
niveles máximos de distorsión armónica en función del valor de SCR y el orden de la
armónica. La tabla también identifica niveles totales de distorsión armónica. Todos
los valores de distorsión de corriente se dan en base a la máxima corriente de carga
(demanda). La distorsión total está en términos de la distorsión total de la demanda
(TDD) en vez del término más común THD.
lvii
La tabla N° 1-3 muestra límites de corriente para componentes de armónicos
individuales así como también distorsión armónica total.
Tabla N° 1-3. IEEE 519 Límites en la Distorsión de la Corriente
Límites de Corriente Armónica para Carga no lineal en el Punto Común de acoplamiento con Otras
Cargas, para voltajes entre 120 - 69,000 V.
Máxima Distorsión Armónica Impar de la Corriente, en % del Armónico fundamental
ISC/IL
<11
11£h<17
17£h<23
23£h<35
35£h
TDD
<20*
4.0
2.0
1.5
0.6
0.3
5.0
20<50
7.0
3.5
2.5
1.0
0.5
8.0
50<100
10.0
4.5
4.0
1.5
0.7
12.0
100<1000
12.0
5.5
5.0
2.0
1.0
15.0
>1000
15.0
7.0
6.0
2.5
1.4
20.0
Límites de Corriente Armónica para Carga no lineal en el Punto Común de acoplamiento con Otras
Cargas, para voltajes entre 69,000 - 161,000 V.
Máxima Distorsión Armónica Impar de la Corriente, en % del Armónico fundamental
ISC/IL
<11
11£h<17
17£h<23
23£h<35
35£h
TDD
<20*
2.0
1.0
0.75
0.3
0.15
2.5
20<50
3.5
1.75
1.25
0.5
0.25
4.0
50<100
5.0
2.25
2.0
0.75
0.35
6.0
100<1000
6.0
2.75
2.5
1.0
0.5
7.5
>1000
7.5
3.5
3.0
1.25
0.7
10.0
Límites de Corriente Armónica para Carga no lineal en el Punto Común de acoplamiento con Otras
Cargas, para voltajes > 161,000 V.
Máxima Distorsión Armónica Impar de la Corriente, en % del Armónico fundamental
ISC/IL
<11
11£h<17
17£h<23
23£h<35
35£h
TDD
<50
2.0
1.0
0.75
0.30
0.15
2.5
50
3.0
1.5
1.15
0.45
0.22
3.75
Los armónicos pares se limitan al 25% de los límites de los armónicos impares
mostrados anteriormente
lviii
1.16. La norma UNE-EN 6100,2-4 (1997)
Esta es una norma europea que se aplica a las redes industriales de potencia
de baja o media tensión a 50 Hz o 60 Hz, cuyo objeto es determinar los distintos
niveles de compatibilidad para distintas clases de entorno electromagnético.
Existen tres clasificaciones para la aplicación de esta norma, entre las cuales
tenemos:
•
Clase 1: Redes Protegidas que tienen niveles de compatibilidad más
bajos que los de las redes públicas.
•
Clase 2: Entorno Industrial en general. Los niveles de compatibilidad son
los mismos que en las redes públicas.
•
Clase 3: Entorno Industrial severo.
En la tabla Nº 1-4 se indican los niveles máximos de armónicos en tensión
para los armónicos de rango impar no múltiplos de 3 para las distintas clases.
Tabla N° 1-4. Niveles máximos de Armónicos en Tensión
Armónicos impares no múltiplos de 3
Rango
Clase 1
Clase 2
Clase 3
Vh%
Vh%
Vh%
5
3
6
8
7
3
5
7
11
3
3,5
5
13
3
3
4,5
17
2
2
4
19
1,5
1,5
4
23
1,5
1,5
3,5
25
1,5
1,5
3,5
>25
0,2+12,5/h
0,2+12,5/h
5x 11/ h
lix
CAPÍTULO II
Descripción del Sistema Eléctrico de la
planta en estudio
2.1. Sistema de Alimentación
El sistema de alimentación eléctrica de la Planta de Alimentos Balanceados
para Animales "PROCRIA" esta constituido por una línea de media Tensión de
13,8 kV, de tipo residencial proveniente de la Subestación Aragua.
La planta tiene una subestación reductora de tensión de 13,8 kV a 440 V,
con un transformador principal de 1250 kVA y un transformador secundario de 150
kVA el cual se utiliza para las cargas de iluminación en la Planta de Producción.
Adicionalmente existe un bancada trifásica externa a la subestación formada
por tres transformadores monofásicos conectados en ∆-y, utilizada para alimentar
las oficinas del edificio administrativo y la caseta de protección de planta.
Las
características
nominales
de
los
tres
transformadores
antes
mencionados son las siguientes:
2.1.1. Bancada Trifásica
Esta formada por tres transformadores monofásicos aéreos marca
CAIVET externos a la subestación con potencia nominal de 50 kVA cada
uno, con lo que se obtiene una potencia total de 150 kVA. El grupo de
conexión de esta bancada trifásica es ∆-y-n-5, y su relación de
transformación es de 13,8 / 0,240 – 0,120 kV.
Esta bancada trifásica se utiliza para la alimentación del edificio
administrativo y la caseta de protección de la Planta.
lx
2.1.2. Transformador Principal
Es un transformador trifásico inmerso en aceite, el cual sirve de alimentación
principal a la planta. Su conexión es tipo ∆-y-n-5 y su relación de transformación es
13,8 / 0,452 kV. Este transformador tiene una potencia nominal de 1.250 kVA y
alimenta a todos los equipos de planta (motores, motorreductores, bombas,
sistemas de transporte etc.) los cuales representan las cargas inductivas del
sistema. Este transformador tiene sistema cambiador de tomas interno.
Los datos de placa de este transformador son:
•
Potencia Nominal (Sn): 1.250 kVA
•
Tensión Primario (Vp): 13.800 V
•
Tensión Secundario (Vs): 452 V
•
Grupo de Conexión: ∆-y-n-5
•
Tipo de Refrigeración: ONAN
•
Corriente Primario (Ip): 52,35 A
•
Corriente Secundario (Is): 1.598 A
•
Tensión de corto circuito (µZ): 5,42%
•
Frecuencia: 60 Hz
•
Elevación de Temperatura: 65 ºC
•
Nivel de Aislamiento: 34-10 kV
•
Peso Total: 4.220 kg
•
Aceite: 1.050 L
•
La ubicación actual del cambiador de tomas del transformador, establece
una relación de 13.800 / 452 V
lxi
Figura Nº 2-1. Transformador Principal de Alimentación
El punto común de acoplamiento del sistema (PCC) se encuentra en el
secundario de este transformador, en el cual se encuentran las barras principales
del sistema donde esta conectado el banco de condensadores y la celda de
distribución principal.
2.1.3. Transformador de Alumbrado
Es un transformador trifásico marca EICA el cual sirve de alimentación para
todas las cargas de iluminación de la planta. Tiene una potencia nominal Sn de
150 kVA, con relación de transformación 440 / 208 / 120 V y grupo de conexión
∆-y-n-5. Tiene sistema cambiador de tomas el cual se encuentra ubicado en su
posición original de 440 / 208 V.
lxii
Sus datos nominales de placa son:
•
Potencia Nominal (Sn): 150 kVA
•
Tensión Primario (Vp): 440 V
•
Tensión Secundario (Vs): 208 / 120 V
•
Grupo de Conexión: ∆-y-n-5
•
Tensión de Corto Circuito (µz): 6,02%
•
Corriente Primario (Ip): 196,82 A
•
Corriente Secundario (Is): 416,37 A
•
Frecuencia: 60 Hz
•
Peso: 390 kg
2.1.4. Seccionador Principal
Esta constituido por un seccionador con fusible de disparo marca ABB, modelo
NALF con valores nominales de 17,5 kV y 630 A.
Figura Nº 2-2. Seccionador Principal de la Subestación
lxiii
2.1.5. Celda de Distribución de Baja Tensión
Esta constituida por un armario donde se encuentran los principales
interruptores termomagnéticos de la planta, los cuales alimentan a los centros de
control de motores (CCMs), además de conectar a las barras principales del sistema
en 440 V. Las secciones principales de la planta son:
•
Recepción
•
Iluminación
•
Elaboración
•
Planta I
•
Planta II
•
Transferencia
•
Servicios de Planta
2.2. Descripción del Sistema de Compensación Reactiva
El sistema de compensación reactiva se encuentra formado por un banco de
compensación automática ABB, con potencia nominal de 450 kVAr y tensión
nominal de 440 V.
La regulación del banco esta formada por ocho condensadores trifásicos
ABB serie CLMB-63-53 activados a través de contactores ABB tipo A75-30 y
B75. Cada uno de los escalones está formado por 12 condensadores
internos monofásicos marca Comar Condensatori, modelo MK-AS 50-400,
conectados en configuración delta, con una resistencia de descarga en
paralelo de 180 kΩ .
lxiv
Figura Nº 2-3. Condensadores Trifásicos ABB CLMB 63
Figura Nº 2-4. Condensadores Trifasicos ABB CLMB 63 y CLMB 53
lxv
En la figura N° 2-5 se puede ver la conexión interna en delta de los
condensadores monofásicos.
Figura N° 2-5. ConexIón interna en delta de los condensadores monofásicos
El rango de temperaturas óptimas especificadas para el condensador es el
siguiente:
•
Temperatura mínima:
-25 ºC
•
Temperatura Máxima:
+50 ºC (Máxima diaria)
•
Temperatura Media:
+40 ºC (Promedio Diaria)
•
Temperatura Media:
+30 ºC (Promedio Anual)
Los ocho escalones o condensadores trifásicos tienen los siguientes
datos de placa:
lxvi
Tabla Nº 2-1. Datos nominales de los condensadores trifásicos
Escalón
Modelo
Vn V
fn Hz
Qn kVAR
Temp.ºC
Conexión
1
CLMB63
480
60
60
-25/50ºC
∆
2
CLMB63
480
60
60
-25/50ºC
∆
3
CLMB63
480
60
60
-25/50ºC
∆
4
CLMB63
480
60
60
-25/50ºC
∆
5
CLMB63
480
60
60
-25/50ºC
∆
6
CLMB53
440
60
50
-25/50ºC
∆
7
CLMB53
440
60
50
-25/50ºC
∆
8
CLMB53
440
60
50
-25/50ºC
∆
El interruptor principal del banco de compensación es tipo termomagnético
marca ABB modelo SACE S6H de caja moldeada, con corriente nominal de 800 A,
voltaje nominal de 690 V y corriente de interrupción de 65 kA.
Figura Nº 2-6. Vista frontal del Banco de Condensadores
lxvii
En la figura Nº 2-6 se pueden observar los fusibles de protección tipo NH
clase gL/gG, el interruptor principal y los contactores principales y auxiliares del
banco de condensadores.
La regulación de los condensadores se hace a través de un sistema de
control ABB tipo RVT "Power Factor Controller", el cual es una unidad de control
automática que realiza la conexión o desconexión de los pasos con el fin de
alcanzar el factor de potencia seleccionado previamente por el usuario.
2.2.1. Descripción del Regulador Electrónico RVT “Power Factor
Controller”
Este
es
un
equipo
de
control
automático que realiza la conexión o
desconexión mediante relés, de los pasos
con el fin de alcanzar el factor de potencia
seleccionado previamente por el usuario.
Además, permite realizar mediciones
de
diferentes
parámetros,
así
como
obtener registros de los máximos valores
alcanzados desde el reinicio del contador.
Figura Nº 2-7. Equipo regulador
Electrónico de Compensación reactiva
Se realizó una revisión de la conexión del equipo al sistema de
potencia, para verificar su correcta conexión y obtener de esta manera
mediciones correctas en los parámetros medidos por el regulador, los cuales
son
los siguientes:
lxviii
Tabla N° 2-2. Valores registrados por el Regulador Electrónico
Parámetros
Unid
Descripción
Voltaje
Rango
Precisión
Max. Valor
Vrms
V
Voltaje RMS
Hasta 690 VAC
±1%
V1
V
Voltaje RMS a la Frec. Fundamental
Hasta 690 VAC
±1%
100 kV
Frecuencia
Hz
Voltaje
± 0.5 %
40Hz– 70Hz
±1%
300 %
0–5A
±1%
100 kA
frecuencia 0 – 5 A
±1%
100 kA
total
±1%
300%
-1 - +1
± 0.02 %
-1 - +1
de
la
Frecuencia 45 a 65 Hz
100 kV
Fundamental
THDV
%
V harm. Table
Distorsión Armónica Total de Voltaje
Armónicos de Volt.
0 – 300 %
do
no
do
no
mostrados en 2 al 49
tabla
V. harm. Chart
Armónicos de Volt.
mostrados en 2 al 49
barras
Corriente
Irms
A
Corriente RMS
I1
A
Corriente
THDI
%
RMS
a
la
fundamental
Distorsión
armónica
de 0 – 300 %
corriente
I harm. Table
do
no
do
no
Armónicos de Corriente mostrados 2 al 49
en tabla
I harm. Chart
Armónicos de Corriente mostrados 2 al 49
en barras
Potencia
Cos ϕ
Factor de Potencia
P
W
Potencia Activa
0 – 10 kW
±2%
0–100 MW
Q
Var
Potencia Reactiva
0 – 10 kvar
±2%
0–100 Mvar
S
VA
Potencia Aparente
0 – 10 kVA
±2%
0–100 MVA
∆Q
Var
Potencia faltante para alcanzar el 0 – 10 kvar
±2%
0–100 Mvar
cos ϕ de alarma
∆N
Pasos de Capacitores faltantes para
alcanzar el cos ϕ de alarma
Temperatura (Opcional
T1
ºC
Temperatura T1 (Sonda opcional -40 ºC - +105 ºC
T2
ºC
Temperatura T2 (Sonda opcional -40 ºC - +105 ºC
-40ºC-+105ºC
externa 1)
-40ºC-+105ºC
externa 2)
lxix
1.1.1. Configuración del Regulador RVT
Para el correcto funcionamiento del sistema de compensación, el equipo
controlador debe tener los siguientes parámetros definidos:
•
Configuración del banco de condensadores
•
Configuración de instalación
•
Configuración de usuario
1.1.2 Configuración del Banco
Esta configuración define todos los parámetros relacionados con el banco
automático de condensadores.
Vnom:
Voltaje nominal del banco de compensación
Vscaling:
Relación del transformador de corriente
1 Ph / 3 Ph:
Tipo de Conexión del banco y conexión de medida de
tensión
Qstep:
Diferencia de Potencia reactiva mínima entre pasos
Secuencia:
Valor relativo de potencia reactiva entre los condensadores
conectados
Salidas:
Configuración de cada salida como abierta o cerrada
Lineal:
Utiliza el principio de conexión “Primero que entra, ultimo
que sale”.
Circular:
Utiliza el principio de conexión “Primero que entra, Primero
que sale”.
Progresivo:
Introduce los pasos secuencialmente uno por uno.
Directo:
Conecta los pasos mas grandes primeros para alcanzar el
cos ϕ deseado rápidamente.
Normal:
Conecta los pasos cuando la demanda esta continuamente
t
t d
l ti
d
t d d
ió
lxx
presente para todo el tiempo de retardo de conexión.
Integral:
Conecta los pasos de acuerdo al valor promedio de la
Potencia reactiva solicitada
Tiempo de
Es el tiempo necesario para permitir la descarga del
Retardo:
condensador antes de conectarlo de nuevo.
ON-Delay:
Tiempo que toma la demanda entre conectar un nuevo
paso y el anterior.
OFF Delay:
Tiempo que toma la demanda entre desconectar un paso
y el anterior.
Reset Delay:
Tiempo de espera para reiniciar la operación del banco,
luego de una interrupción del voltaje.
Niveles de
Ubica los niveles de protección contra bajas de voltaje,
protección:
sobre voltaje, armónicos prohibitivos excesos temperatura
para activar una protección externa.
1.1.3. Configuración de Instalación
Define los parámetros de instalación del equipo controlador
•
CT Scaling:
Relación del transformador de corriente
•
C/k:
Rango de ajuste del valor de reacción
•
Phase Shift:
Desfasamiento entre el voltaje y la corriente producido por la
conexión para la medición. (Normalmente 90º)
1.1.4. Configuración del Usuario
Define los parámetros deseados del factor de potencia
•
Target cos ϕ:
Factor de potencia deseado
•
Night cos ϕ:
Valor alternativo para el factor de potencia
•
Reg cosϕ:
Valor alternativo para el factor de potencia (Se activa cuando
el flujo de potencia es inverso: Q < 0).
lxxi
1.1.5. Configuración actual del RVT
La configuración actual del RVT con respecto a la sección anterior es la siguiente:
Tabla N° 2-3. Datos de Configuración del Regulador RVT
Configuración del Banco
Vnom
440 V
Vscaling
1
1 Ph / 3 Ph
3 Ph – 1 Ph
Qstep
45.4 kvar
Secuencia
1:1:1:1:1:1:1:1:1:1:1:1
Salidas activas
1 – 8 activas
Lineal / Circular
Lineal
Progresiva / Directa
Directa
Normal / Integral
Integral
ON Delay
20 seg
OFF Delay
20 seg
Reset Delay
3 seg
Protecciones
Vmin Protección
390 V
Vmax Protección
500 V
Configuración de Instalación
CT Scaling
400
C/k
0.099
Phase Shift
90º
Configuración del Usuario
Target cos ϕ
0.99
Night cos ϕ
Desactivado
Reg cos ϕ
Desactivado
lxxii
2.3. Regulación Eléctrica y Física
Los tres datos principales que definen a un sistema de compensación reactiva
mediante una batería automática de condensadores son los siguientes:
a. La Potencia en kVAr: Ésta viene dada por los cálculos efectuados de potencia
reactiva y depende del cos ϕ que se desea tener en la instalación.
b. La Tensión Nominal: Ésta siempre deberá ser mayor o igual a la tensión de la
red.
c. La Regulación de la Batería: Ésta indica el escalonamiento físico de la
misma.
2.3.1. Regulación Física
El escalonamiento o regulación física de una batería automática indica la
composición y el número de los conjuntos condensador - contactor que la forman.
Este valor se expresa normalmente como relación de la potencia del primer escalón
con el resto de escalones.
La relación de las batería puede ser elegida a voluntad (solamente
dependiente de la potencia de los condensadores conectados) y puede ser
completada y modificada sin efectuar reformas en la misma.
Cualquier escalón no podrá ser mayor que la suma de todos los escalones
precedentes más el primero.
lxxiii
Ejemplo:
Una batería de 100 kVAr formada por los siguientes escalones de potencia:
10 kVAr + 20 kVAr + 20 kVAr + 20 kVAr +20 kVAr, tiene una regulación 1:2:2:2:2, ya
que el primer escalón tiene la mitad de potencia al resto de los escalones.
Otra batería de 60 kVAr formada por 6 escalones de 10 kVAr tiene una
regulación 1:1:1:1:1:1.
2.3.2. Regulación Eléctrica
La regulación eléctrica define el valor mínimo de regulación efectuada por el
regulador, es representada por un parámetro de programación del sensor
electrónico. A este valor mínimo se le denomina por lo general Qstep y representa
la diferencia de potencia reactiva más pequeña entre pasos.
Ejemplo: Para las siguientes secuencias se tiene el Qstep:
Sec: 1 (25 kVAr) 1 (25 kVAr) 1 (25kVAr) 1 (25 kVAr) -> Qstep = 25 kVAr
Sec: 1 (10 kVAr) 2 (20 kVAr) 2 (20kVAr) 2 (20 kVAr) -> Qstep = 10 kVAr
Este parámetro de configuración es el que realmente marca la diferencia en
la actuación de una batería.
Para obtener el mejor rendimiento de una batería de condensadores, debe
existir un equilibrio entre la regulación eléctrica y física de la batería. Desde el punto
de vista del precio del equipo, cuantos más escalones físicos tiene la batería, más
costosa resulta ya que aumenta el número de los conjuntos contactorescondensadores y el tamaño de la envolvente del equipo.
Desde el punto de vista de la adaptación al cos ϕ deseado, cuanto menor
sea la regulación eléctrica, mejor se podrá adaptar a las variaciones de la demanda
de potencia reactiva de la instalación.
lxxiv
CAPÍTULO III
Estudio de las causas de falla en la
Compensación Reactiva
La primera
actividad realizada en el proceso de detección de fallas en el
sistema de compensación reactiva de la planta, fue el levantamiento y elaboración
del diagrama unifilar de cargas de la planta, con la finalidad de ubicar el punto de
acoplamiento común del sistema y tener toda la información necesaria para la
ubicación eléctrica de los Centros de Control de Motores (CCM´s) de la planta.
También se hizo un levantamiento del esquema de conexión del banco de
condensadores automático de la subestación de la planta, el cual ayuda a
comprender el funcionamiento y el modo de conexión de los condensadores
trifásicos de compensación. Tanto el diagrama de conexión del banco de
condensadores como el diagrama unifilar de la planta, se encuentran en la sección
de anexos.
Para la detección de las causas de fallas en el sistema de compensación
reactiva de la planta, se realizaron procesos de observación del estado actual del
sistema y mediciones a los distintos componentes del mismo.
3.1. Mediciones de Tensión y Corriente en los Condensadores
Se realizaron mediciones de Corriente y Tensiones de fase en cada uno de los
condensadores, estando éstos en condiciones de funcionamiento dadas por el
equipo controlador del factor de potencia, es decir, todos los pasos conectados para
suplir la potencia reactiva de la planta. Los resultados obtenidos son los siguientes:
lxxv
Tabla N° 3-1. Mediciones realizadas a los condensadores
Ifase (A)
Condensador
Vfase (V)
I1
I2
I3
V12
V23
V31
C1
61.6
61.5
61.6
261
260
259
C2
0
0
0
0
0
0
C3
70
70.1
69.1
263
261
260
C4
58.5
58.4
57.4
263
264
262
C5
30.6
49.4
42.7
260
262
259
C6
62.4
62.1
61.3
263
263
259
C7
0
0
0
0
0
0
C8
58.2
58
57.3
264
262
260
Los resultados de la tabla indican que las tensiones y corrientes de fase en
cada uno de los condensadores se encuentran en niveles correctos, con excepción
del condensador C5, el cual muestra un desbalance en el consumo de corriente en
la fase 1 con una diferencia mayor al 30%. Este desbalance es debido a una falla en
uno de los condensadores monofásicos internos.
Los condensadores C4 y C5 presentan una variación mayor al 15% de sus
valores nominales calculados en la sección 3.3. Esta variación representa una
condición incorrecta de funcionamiento según las especificaciones del fabricante.
Los valores obtenidos para los condensadores C2 y C7, son debidos a que
éstos se encuentran fuera de servicio por estar averiados.
La falta de estos dos condensadores trifásicos representa una disminución
de la potencia reactiva del banco en 110 kVAr, más las fallas presentes en los
condensadores C4 y C5 de 50 kVAr.
De los resultados obtenidos se puede concluir que actualmente el sistema de
compensación cuenta con una pérdida considerable de potencia reactiva, ya que
existen tres pasos de condensadores que presentan fallas. Debido a esto, no se
alcanza el valor de factor de potencia deseado mayor a 0,9.
lxxvi
3.2. Puesta a Tierra
Con la finalidad de determinar el esquema de conexión interno de los
condensadores monofásicos, se desarmó uno de los condensadores trifásicos que
se encontraba defectuoso, se inspeccionó visualmente el sistema de puesta a tierra
dentro del condensador, dando como resultado que, éstos no poseen conductor
para la descarga de fallas a tierra. Por lo tanto en el caso de haber estas
condiciones de falla, los condensadores pueden recibir toda la corriente de
cortocircuito, si los sistemas de protección no funcionan correctamente.
Las cajas de los condensadores son metálicas y tienen bornes para conexión
a tierra, pero debido a que internamente los condensadores están rodeados de
cajas plásticas que no tienen lamina de conexión a tierra, no se brinda la protección
necesaria para operación del personal de servicio. Tal problema de conexión a tierra
se observa en los condensadores C1, C2, C6 y C7.
53S
MB
CL ABB
Figura N° 3-1. Condensador Trifásico ABB - Modelo CLMB
lxxvii
3.3. Fusibles de Protección
Los fusibles de Protección del banco de condensadores, son fusibles tipo NH,
clase de servicio gL / gG, los cuales tienen una corriente nominal de 125 A, tensión
nominal de 600 V y corriente de cortocircuito de 100 kA.
Con la finalidad de verificar si los fusibles están correctamente dimensionados
se procede a calcular la corriente nominal por fase de los condensadores.
Fusivenca
NH
gl/gG
125 A
500 V
Figura
Fusible
N° 3-2.
de
Protección del Banco de Condensadores
La Corriente Nominal por fase es:
Ifn =
kVAr
(3-1)
3 * kV
Para los condensadores de 60 kVAr se tiene
Ifn =
60
3 * 0.440
= 78.73 A
(3-2)
Para los condensadores de 50 kVAr se tiene
Ifn =
50
3 * 0.440
= 65.6 A
(3-3)
lxxviii
El valor nominal de corriente de los fusibles de protección representa 1,71
veces la corriente nominal calculada para los condensadores, lo que indica que se
cumple por norma, con las especificaciones de protección de los condensadores.
3.3.1. Cálculo de la corriente de cortocircuito
Con la finalidad de calcular el tiempo virtual de prearco de los fusibles de
protección del banco de condensadores, se procede a calcular la corriente de falla
prevista en el circuito formado por las barras de alimentación, el transformador
principal y los condensadores trifásicos de compensación. Dicho circuito se muestra
en la figura Nº 3-3.
Para el cálculo de la corriente de cortocircuito en por unidad se toman los
valores de los siguientes parámetros como valores base:
•
MVA base = MVA1Φ cc = 4604 MVA (Potencia de cortocircuito de la red en
13,8 kV)
•
I1φbase =
MVAbase
3 * kVbase
=
4604 * 106
3 * 13.8 * 103
= 192.617,4376 A
(3-4)
Figura Nº 3-3. Circuito para el cálculo de la corriente de falla
Datos del Sistema:
MVA TX = 1,25 MVA
XTp.u. = 0,0452
lxxix
Cálculos de cortocircuito:
Xs =
MVAbase 204
=
= 1 p.u
MVAcc
204
X T = X T ( p.u .) *
MVA base
4604
= 0.0542 *
= 199 ,6294 p.u
MVATx
1.25
(3-5)
(3-6)
1p.u.
1
=
= 0 ,005 p.u.
( Xs + X T )p.u. (1 + 199 ,6294 )
(3-7)
Icc = I base * Icc p.u . = 192.617 ,4376 * 0.005 = 960,0659 A
(3-8)
Icc =
Los resultados obtenidos indican que la corriente de cortocircuito que circula
por los fusibles de protección tiene un valor igual a 960,07 A. Observando las curvas
de fusión tiempo - intensidad en la figura Nº 3-4, se obtiene un tiempo de prearco
equivalente a 0,6 segundos aproximadamente para un fusible de 125 A.
Figura Nº 3-4. Curvas de fusion t-I de los fusibles NH
lxxx
3.4. Verificación de los Conductores
Según recomendaciones del fabricante Merlin Gerin, los conductores de
potencia de los condensadores de baja tensión deben estar dimensionados para
una corriente de 1,5 veces la corriente nominal de funcionamiento del condensador.
Según los cálculos anteriores, se tienen los siguientes valores de corriente
nominal por fase:
Ifn = 78,73 A
Por lo tanto la corriente nominal de los conductores debe ser:
Inc = 1,5 x 78,73 A = 118,1 A
(3-9)
Los conductores instalados para la conexión de los condensadores a la red,
son calibre 4-AWG con aislamiento TW.
Según la tabla Nº 10, (Capacidades de corriente permisibles para los
conductores aislados tensión nominal de 0-2000 V, 60 ºC a 90 ºC), el conductor
calibre 4-AWG TW tiene una capacidad de corriente de 105 A.
Aplicando el factor de corrección (Ver tabla Nº 10) establecido por las
mediciones de temperatura ambiente realizadas en la sección 3.11, en la cual se
tienen valores promedio de 40 a 45 ºC, se tiene el máximo valor de corriente
permitida para el conductor.
In = 105 * 0,71 = 74,55 A
(3-10)
∴ Imax = 74,55 A
El máximo valor de la corriente permitida para el conductor #4 AWG-TW esta
por debajo de la norma de 1,5 veces el valor de la corriente nominal para la
conexión del condensador a las barras del sistema, esta condición establece un
funcionamiento al margen de las condiciones críticas de funcionamiento del
lxxxi
conductor, lo cual se demuestra con las mediciones de corriente por fase realizadas
a los condensadores en la sección 3.1.
Según la tabla Nº 9, los conductores óptimos para la conexión de los
condensadores al sistema de potencia son de calibre Nº 2 AWG con aislamiento
TW, el cual soporta una corriente máxima de 140 A. Al aplicarle el factor de
corrección para una temperatura ambiente de 40-45 ºC se obtiene el valor máximo
permitido de corriente.
Imax =140 x 0,71 = 99,4 A
(3-11)
Este valor esta por debajo de el valor recomendado por Merlin Gerin, sin
embargo, la sustitución por un conductor de mayor calibre, es contraproducente por
el diámetro del mismo. Para realizar una recomendación más acertada, es
aconsejable realizar un estudio del régimen de operación de los conductores en
cuanto a periodicidad de entrada de los condensadores y regímenes de temperatura
en el conductor.
Debido a esto, el valor calculado en (3-11) es aceptado ya que está por
encima del valor de corriente nominal de los condensadores trifásicos.
Tabla N° 3-2. Capacidades de corriente permisibles para los conductores aislados
tensión nominal de 0-2000 V, 60 ºC a 90 ºC
Regimen de Temperatura del Conductor
60 º C
75 ºC
85 ºC
90 ºC
+TW
+FEPW
V
TA,TBS
CALIBRE
+RH,+RHW
SA,AVB
+THW,
SIS,+FEP
+THWN,
+FEPB
+RHH
+XHH,+ZW
+THHN
+XHHW
CONDUCTORES DE COBRE
18
--
--
--
18
16
--
--
23
24
14
25+
30+
30
35+
12
30-
35+
40
40+
10
40+
50+
55
55+
8
60
70
75
80
lxxxii
6
80
95
100
105
4
105
125
135
140
2
140
170
185
190
0
195
230
250
260
00
225
265
290
300
000
260
310
335
350
0000
300
360
390
405
Temperatura
FACTORES DE CORRECCION
Ambiente (ºC)
(Para Temperatura Ambiente sobre 30 ºC, Multiplique la corriente indicada en la tabla por
el factor de corrección adecuado para determinar la corriente máxima permitida)
31-40
0,82
0,88
0,90
0,91
41-45
0,71
0,82
0,85
0,87
46-50
0,58
0,75
0,80
0,82
51-60
--
0,58
0,67
0,71
61-70
--
0,35
0,52
0,58
71-80
--
--
0,30
0,41
Fuente: Código Eléctrico Nacional 1990, Covennin 200, Tabla 310-17, Pag. 215
3.5. Contactores de Cierre
Los contactores utilizados para el cierre de los condensadores trifásicos son de
la marca ABB Modelo B75 y A75-30, los cuales tienen los siguientes datos de placa:
•
Corriente Nominal de empleo
(Ie): 125 A
•
Corriente Nominal Térmica
(Ith): 125 A
•
Tensión Nominal de empleo
(Ue): 500 V
•
Tensión Nominal de Aislamiento
(Ui): 1000 V
•
Potencia Nominal de Empleo
(M 3θ): 60 HP
De acuerdo a las normas europeas IEC 70, NF C 54-100, VDE 0560, el
contactor de mando de condensadores de compensación debe poder soportar una
corriente permanente igual a 1,43 veces la corriente nominal del escalón controlado.
Ic = 1,43 * In
(3-12)
lxxxiii
donde:
Ic : Corriente nominal permanente de empleo del contactor
In: Corriente nominal por fase de cada Condensador
De acuerdo a esta expresión se obtienen los siguientes valores nominales de
corriente para los contactores por norma (tabla Nº 10):
Tabla N° 3-3. Valores nominales de las corrientes de régimen permanente
Condensadores de 60 kVAr
Ic = 112,47 A
Condensadores de 50 kVAr
Ic = 93,72 A
Este valor indica que los valores comerciales (125 A) de los contactores cumplen
con las normas IEC y soportan la corriente nominal de régimen permanente de los
condensadores.
Para el caso del régimen transitorio del condensador (t = 0+), los contactores de
cierre no están provistos de inductancias de preinserción en serie, por fase, tal como
se explicó en el capítulo anterior, estas inductancias
sirven para disminuir, las
corrientes transitorias de elevada intensidad (I > 180.In) que se producen en el
instante de la conexión.
La incorporación de estas inductancias de preinserción garantiza la limitación de
la corriente de conexión con lo que se aumenta la durabilidad de los componentes
de la instalación y en particular la de los fusibles y condensadores.
3.5.1 Cálculo de las corrientes transitorias de inserción
Para el cáclulo de las corrientes transitorias de inserción, se utilizarán las
ecuaciones (1-14) y (1-16).
El conductor utilizado para la conexión del condensador trifásico es calibre 4
AWG de cobre con aislamiento TW-600V, el cual tiene una reactancia inductiva (XL)
de 0.695 Ohm/Km. Considerando una distancia de 2 m de conductor entre
condensadores, se obtienen los valores mostrados en la tabla Nº 11
lxxxiv
Tabla Nº 3-4. Cálculo de las corrientes sobretransitorias durante la conexión
de los escalones de condensadores
Escalón
1
Q
Conductor D (m)
Xo
L (uH)
(kVAr)
(Ohm/km)
60
4 AWG
2
0.695
1,5
C (uF)
Ic (A)
78,73
Fe
(kHz)
4,6
822,1
Ie (A)
4240,97
Rel
(Ie/Ic)
54
2
60
4 AWG
2
0.695
1,5
822,1
78,73
4,6
5654,62
72
3
60
4 AWG
2
0.695
1,5
822,1
78,73
4,6
6361,45
81
4
60
4 AWG
2
0.695
1,5
822,1
78,73
4,6
6785,55
86
5
60
4 AWG
2
0.695
1,5
822,1
78,73
4,6
7068,28
90
6
50
4 AWG
2
0.695
1,5
685,1
65,61
5,0
6635,94
101
7
50
4 AWG
2
0.695
1,5
685,1
65,61
5,0
6774,19
103
8
50
4 AWG
2
0.695
1,5
685,1
65,61
5,0
6881,17
105
Como se puede observar en la tabla, la relación de corrientes Ie/Ic al momento
de la conexión supera el valor de 100 veces la corriente nominal, alcanzando a 105
veces la corriente del condensador Ic al cerrar el último escalón. Debido a esto, se
hace necesaria la utilización de contactores especiales para el cierre de
condensadores con resistencia de precarga, para suprimir estas elevadas corrientes
transitorias.
3.6. Cálculo de las Frecuencias de Resonancia del Sistema
Debido a que en el punto de acoplamiento común, el banco de condensadores
forma con las inductancias del transformador y el resto de inductancias de la red
circuitos resonantes, es necesario hacer un estudio de las frecuencias de
resonancia del circuito LC creado, con el fin de determinar la posibilidad de
amplificación en el circuito oscilante.
Cuando la frecuencia de resonancia propia de este circuito coincide con la
frecuencia de una de las armónicas, se excita el circuito resonante. Se producen
entonces elevadas corrientes, que pueden sobrecargar la instalación y hacer que
actúen los dispositivos de protección de la misma.
lxxxv
La frecuencia de resonancia se puede calcular mediante la siguiente
expresión:
Pcc
Q
fr = fo
(3-13)
donde:
•
fr es la frecuencia de resonancia
•
fo es la frecuencia de la onda fundamental
•
Pcc es la potencia de cortocircuito en el punto de conexión del banco de
condensadores
•
Q es la potencia reactiva de los escalones de compensación
La potencia de cortocircuito del sistema se puede calcular mediante la siguiente
expresión:
Pcc =
A
x100
Vcc %
(3-14)
donde:
•
A es la potencia en kVA del transformador principal
•
Vcc % es la tensión de cortocircuito
Por lo tanto se tiene:
Pcc =
1250
x100 = 23062kVA
5.42
(3-15)
Pcc = 23 062 kVA
Considerando el banco de condensadores formado por 5 escalones de 60 kVAr
y 3 de 50 kVar se obtienen los resultados mostrados en la tabla N° 12:
lxxxvi
Tabla Nº 3-5. Frecuencias de Resonancia del Sistema
Pcc [kVA]
KVAr/escalón
fo [Hz]
fr [Hz]
23062
60
60
1.176,316
23062
120
60
831,781
23062
180
60
679,147
23062
240
60
588,158
23062
300
60
526,065
23062
350
60
487,041
23062
400
60
455,585
23062
450
60
429,530
Como se puede observar, al conectarse el último escalón de potencia
reactiva, la frecuencia de resonancia alcanza el valor de 429,530 Hz, valor éste, que
esta cercano a la frecuencia del 7mo armónico (420 Hz).
Los registros del Regulador Electrónico RVT indican que el rango de
variación de la frecuencia de 60 Hz es de 0,5 Hz, por lo tanto el valor más
desfavorable para el 7mo armónico es de:
f = 60,5 Hz * 7 = 423,5 Hz
(3-16)
Este valor está cercano a la frecuencia de resonancia del sistema, pero las
condiciones de riesgo son mínimas para el banco de condensadores. Además la
amplitud del 7mo armónico, según las mediciones, tiene un valor que está entre los
rangos aceptados por la IEEE 519-1992, es decir, su amplitud es menor al 7% de la
amplitud de la señal fundamental.
lxxxvii
3.7. Calculo del Factor de Amplificación
Para determinar el valor de la amplificación de las corrientes armónicas en
caso de existir un problema de resonancia paralela, se procede al calcular el factor
de amplificación del sistema equivalente, el cual se define como la diferencia de
impedancias existente en la instalación cuando se conecta la batería de
condensadores.
El factor de amplificación debe tener un reducido valor. Para el cálculo se
utilizará la siguiente expresión:
FA =
Q * Pcc
P
(3-17)
Para el cálculo se tomarán los valores de potencia reactiva Q y potencia
activa P máximos obtenidos durante las mediciones con los equipos registradores.
donde:
•
P =640 kW
•
Q = 450 kVAr
•
Pcc = 23062 kVA
Se obtiene:
•
FA = 5,03
Este valor indica en cuantas veces se amplificaran las corrientes armónicas
en caso de ocurrir una resonancia paralelo en la instalación eléctrica.
Sin embargo, debido a la poca amplitud obtenida para las componentes
armónicas de corriente y tensión en las mediciones realizadas (sección 3-8), la
posibilidad de un efecto resonante es minima.
lxxxviii
3.8. Estudio de Contenido Armónico en las Barras del Sistema
Con el fin de determinar los posibles problemas de armónicos que pueden
existir en las instalaciones eléctricas de Planta, se instaló un equipo registrador de
parámetros eléctricos, el cual incluye análisis de contenido armónico.
Figura N° 3-5. Equipo Registrador HT Italia
Estos se conectaron en el punto común de acoplamiento del sistema, donde se
encuentra conectado el banco de condensadores.
Los equipos de medición instalados son marca HT Italia y Nanovip Plus trifásico
y monofásico respectivamente.
El equipo HT Modelo GSC 53 (figura Nº 3-5) utiliza tres transformadores de
corriente instalados uno por fase en las barras del sistema y tres pinzas de conexión
para cada fase, con los cuales realiza las medidas de corriente y tensión.
El equipo HT se dejo instalado por un periodo de 36 horas, programado para
tomar muestras cada 10 minutos, con lo cual se obtuvieron 223 mediciones.
El equipo Nanovip Plus es un equipo registrador monofásico y utiliza un
transformador de corriente y dos pinzas de tensión .
lxxxix
Los parámetros registrados por ambos equipos son:
•
Nivel de Tensión (V)
•
Consumo de Corriente (A)
•
Potencia Activa (W)
•
Potencia Reactiva (kVAr)
•
Potencia Aparente (VA)
•
Factor de Potencia (cosϕ)
•
Frecuencia (Hz)
•
Consumo de Energía Activa (kWh)
•
Consumo de Energía Reactiva (kVArh)
•
Espectro frecuencias en tensión (%)
•
Espectro de frecuencias en Corriente (%)
El equipo registrador se instaló estando la planta en las mayores condiciones de
producción con el fin de determinar los casos más desfavorables en cuanto a
consumo eléctrico e inyección de armónicos en el sistema.
Los gráficos obtenidos se muestran en la sección de anexos.
3.9. Análisis de los Parámetros Registrados
Con los valores obtenidos durante la medición, se procedió a realizar los
gráficos para analizar el comportamiento del sistema (se utilizó un rango de datos
equivalente a 24 horas para mejorar la apreciación de los gráficos).
3.9.1. Tensiones de Fase (V1-V2-V3)
En el gráfico Nº 1 se puede observar que las tensiones de fase en el punto
común de acoplamiento del sistema se encuentran en niveles correctos entre 254 y
268 V, lo que establece un rango de variación de voltajes de ± 3% con respecto a la
fundamental.
xc
Se observa un pequeño desbalance de tensión entre las fases, esto es
debido a la conexión de cargas de tipo monofásicas y trifásicas en las instalaciones
tales como cargas de iluminación y motores trifásicos.
3.9.2. Corrientes de Fase (1-2-3)
Se observa que el consumo de corriente en la fase 3 es menor que en las
fases 1 y 2, esto corresponde a un desbalance en las cargas existentes en la planta.
Debido a esto, la corriente en el conductor neutro no es nula. Este desbalance en el
sistema trifásico crea una condición de operación inestable en los condensadores
trifásicos.
El máximo valor registrado en las mediciones es 1010 A (valor obtenido
durante el arranque de la planta, luego de un corte de electricidad – Valor no
graricado). Los valores promedio de corriente por fase son los siguientes:
Tabla Nº 3-6. Valores promedio de corrientes por fase
Ifase1 (A)
Ifase 2 (A)
Ifase3 (A)
749,86
737,43
637,89
3.9.3. Corriente en el conductor Neutro
Como se mencionó anteriormente, el sistema no es trifásico balanceado, por
lo tanto la corriente en el conductor neutro no es nula tal como se observa en el
gráfico Nº 3, donde se tiene tiene un valor máximo de 44 A y un valor mínimo de
22,46 A.
xci
3.9.4. Consumo de Potencia Activa
En el gráfico Nº 4 se observan las oscilaciones de potencia activa de la
planta. Mediante los datos obtenidos el valor promedio de potencia es de 480 kW.
Este consumo es apropiado para la potencia nominal Sn del transformador Principal
de 1250 kVA.
3.9.5. Consumo de Potencia Reactiva
En el gráfico Nº 5 se observa el consumo de potencia reactiva de la planta.
El máximo valor registrado corresponde a 360 kVAr aproximadamente, con lo que
se puede concluir que la capacidad nominal de banco 450 kVAr es suficiente para
compensar las actuales cargas inductivas de la planta, sin embargo, la capacidad
actual del banco esta disminuida debido a la falla en tres condensadores trifásicos,
es por esto que el factor de potencia se encuentra por debajo de 0,9. Tal como se
observa en el gráfico Nº 7.
3.9.6. Consumo de Potencia Aparente
En el gráfico Nº 6 se observa el consumo de potencia aparente en el
sistema. El valor máximo registrado es de 680 kVA, con lo que se puede concluir
que el transformador principal de alimentación (1250 kVA) trabaja de manera
holgada.
3.9.7. Factor de Potencia por Fase
Se observa en el gráfico Nº 7, que el factor de potencia en las tres fases se
encuentra por debajo de 0,9 durante la mayor parte del registro, especialmente la
fase 2, la cual esta por debajo de las fases 1 y 3. Esto es indicativo de que no se
suple la cantidad de potencia reactiva requerida por el sistema, debido a esto se
hace necesaria la reparación de los condensadores trifásicos dañados.
xcii
3.9.8. Amplitud de las componentes Armónicas de Voltaje
En los gráficos Nº 8, 9 y 10 se puede observar la amplitud de voltaje de los
componentes armónicos para el sistema trifásico. La amplitud del 7mo armónico en
cada gráfico alcanza valores cercanos a 16 V, lo cual representa un 6% de la
amplitud de la tensión a la frecuencia fundamental y el 5to armónico alcanza un
valor, máximo de 8V que representa un valor del 3,8%.
3.9.9. Amplitud de las componentes Armónicas de Corriente.
En los gráficos Nº 11, 12 y 13 se observa que el 7mo armónico en la fase 1
alcanza una amplitud media de 35,14 A, lo cual establece un valor del 4,68%, en la
fase 2, ésta amplitud tiene un valor medio de 30,61 A, lo cual representa un 4,15% y
en la fase 3 se tiene un valor del 3,66%, estos porcentajes están calculados con
respecto a la amplitud de la señal fundamental . Mediante estos valores se obtienen
los factores de distorsión total de demanda, los cuales serán analizados más
adelante.
3.9.10. Distorsión Armónica total de Voltaje THDV
En el gráfico Nº 14 se observa que la máxima distorsión llega al 5% en las
fases 1 y 2 (sin tomar en cuenta el pico antes del corte de electricidad), estos
valores máximos cumplen con la norma UNE – ENV 6100, 2-2 (1994), la cual
establece un límite del 8% para la distorsión Armónica de voltaje.
Se observa que el valor de distorsión en la fase 3 está por debajo de las
otras dos fases, lo cual se ha ido observando desde el desbalance en el consumo
de corrientes y en la corriente en el conductor neutro.
Los valores promedio de las distorsiones en las tres fases son las siguientes:
xciii
Tabla Nº 3-7. Factores de Distorsión Armónica de Voltaje por fase
THDV% (Fase 1)
THDV% (Fase 2)
THDV% (Fase 3)
2,51
2,52
1,95
3.9.11. Distorsión Armónica Total de Corriente THDI
Los máximos valores obtenidos de distorsión armónica total de corriente
llegan a 12% durante el funcionamiento continuo de la planta. los picos vistos en el
gráfico Nº 15 corresponden a los valores alcanzados en el momento del corte de
electricidad, los cuales no son tomados en cuenta.
Los valores promedio de distorsión por fase se muestran en la tabla N° 15.
Tabla N° 3-8. Factores de Distorsión Armónica de Corriente por fase
THDI% (Fase 1)
THDI% (Fase 2)
THDI% (Fase 3)
5,54
5,02
4,76
3.10. Cálculo de sobrecorriente y sobretensión por efecto de armónicos
en los condensadores
Como se ha visto anteriormente, los armónicos producen un aumento de la
tensión y corriente eficaces en el punto de conexión del condensador, a
continuación se procede a calcular cuanto es el aumento de esta tensión y corriente
a través de las siguientes expresiones:
Para el cálculo se utilizaran las ecuaciones (1-25) y (1-26).
xciv
Tomando los valores máximos del 3ro, 5to, 7mo y 9no armónicos obtenidos
mediante las mediciones realizadas, se procedió a realizar los graficos de
sobrecorriente y sobretensión vistos en la sección de anexos.
263
262.5
262
261.5
Tensión (V)
261
260.5
260
259.5
259
08
:4
09 3:0
:2 0 a
10 3:0 .m
:0 0 a .
10 3:0 .m
:4 0 a .
11 3:0 .m
:2 0 a .
12 3:0 .m
:0 0 a .
12 3:0 .m
:4 0 p .
01 3:0 .m
:2 0 p .
02 3:0 .m
:0 0 p .
02 3:0 .m
:4 0 p .
03 3:0 .m
:2 0 p .
04 3:0 .m
:0 0 p .
04 3:0 .m
:4 0 p .
05 3:0 .m
:2 0 p .
06 3:0 .m
:0 0 p .
06 3:0 .m
:4 0 p .
07 3:0 .m.
:2 0 p
08 3:0 .m
:0 0 p .
08 3:0 .m
:4 0 p .
09 3:0 .m
:2 0 p .
10 3:0 .m
:0 0 p .
10 3:0 .m
:4 0 p .
11 3:0 .m
:2 0 p .
12 3:0 .m
:0 0 p .
12 3:0 .m
:4 0 a .
01 3:0 .m
:2 0 a .
02 3:0 .m
:0 0 a .
02 3:0 .m
:4 0 a .
03 3:0 .m
:2 0 a .
04 3:0 .m.
:0 0 a
04 3:0 .m
:4 0 a .
05 3:0 .m
:2 0 a .
06 3:0 .m
:0 0 a .
06 3:0 .m
:4 0 a .
07 3:0 .m
:2 0 a .
08 3:0 .m
:0 0 a .
3: .m
00 .
a.
m
.
258.5
Hora
Fase 1
Fase 2
Fase 3
Figura Nº 3-6. Sobretensiones producidas en los condensadores
por efecto de armónicos.
Se observa que el valor máximo de sobretensión en los bornes de conexión
con respecto a la tensión nominal, alcanza un valor de 262,5V. Esta variación de
voltaje es menor al 10% de sobretension permitida para los condensadores. Esto es
debido a la baja amplitud de las corrientes armónicas en el banco de
condensadores, por lo tanto, el aumento en las tensiones por efecto de los
armónicos, no representa mayor variación de la tensión nominal de trabajo.
xcv
3.10.1 Cálculo de sobrecorrientes
88
86
Corriente (A)
84
82
80
78
76
08:03:00 a.m.
07:23:00 a.m.
06:43:00 a.m.
06:03:00 a.m.
05:23:00 a.m.
04:43:00 a.m.
04:03:00 a.m.
03:23:00 a.m.
02:43:00 a.m.
02:03:00 a.m.
01:23:00 a.m.
12:43:00 a.m.
12:03:00 a.m.
11:23:00 p.m.
10:43:00 p.m.
10:03:00 p.m.
09:23:00 p.m.
08:43:00 p.m.
08:03:00 p.m.
07:23:00 p.m.
06:43:00 p.m.
06:03:00 p.m.
05:23:00 p.m.
04:43:00 p.m.
04:03:00 p.m.
03:23:00 p.m.
02:43:00 p.m.
02:03:00 p.m.
01:23:00 p.m.
12:43:00 p.m.
12:03:00 p.m.
11:23:00 a.m.
10:43:00 a.m.
10:03:00 a.m.
09:23:00 a.m.
08:43:00 a.m.
74
Hora
Fase 1
Fase 2
Fase 3
Figura Nº 3-7. Sobrecorrientes producidas en los condensadores
por efecto de armónicos.
Se observa una elevación en el consumo de corriente en los bornes de los
condensadores por efecto de los armónicos, el mayor valor observado es de 85,9 A.
Este valor se registró durante el arranque de la planta después de un corte de
electricidad, momento en el cual, la distorsión armónica de corriente aumenta. El
valor limite de sobrecorrientes permisibles para los condensadores es del 80%.
Sin embargo, aunque no se alcanza este límite, el aumento de la distorsión
armónica en las instalaciones de la planta, durante periodos prolongados, puede
conllevar a una disminución de la vida útil del condensador.
xcvi
Por lo tanto, se recomienda la incorporación de inductancias de choque para
los armónicos, o la sustitución por condensadores especialmente diseñados para
instalaciones con distorsiones armónicas menores al 20%.
3.11.Calculo de la distorsión total de la Demanda TDD
Con la finalidad de comprobar si la inyección de corriente armónica en el banco
de condensadores cumple con los recomendaciones dadas por la norma IEEE
519-1992, en la cual se establece la cantidad de corriente armónica que el sistema
puede inyectar en la red de distribución de acuerdo a la relación de cortocircuito del
sistema, y la distorsión total de demanda (TDD).
Para el cálculo de la relación de cortocircuito se considera la corriente máxima
de carga IL de la frecuencia fundamental registrada por los equipos de medición, la
cual incluye todas las cargas lineales y no lineales. El tamaño del sistema de
abastecimiento es definido por el nivel de la corriente de cortocircuito ISC al PCC.
Estas dos corrientes definen la relación de cortocircuito (SCR). Por lo tanto el
SCR puede calcularse mediante la siguiente expresión:
SCR =
KVACC
ISC
=
CARGA MVA
IL
(3-18)
Una relación alta significa que la carga es relativamente pequeña y que los
límites aplicables no serán tan estrictos como los que corresponden cuando la
relación es más baja.
Todos los valores de distorsión de corriente se dan en base a la máxima
corriente de carga (demanda). La distorsión total está en términos de la distorsión
total de la demanda (TDD).
xcvii
3.11.1. Cálculo de la Corriente de Cortocircuito
La corriente de cortocircuito en el punto de acoplamiento común PCC se puede
obtener mediante la potencia de cortocircuito establecida anteriormente en el cálculo
de las frecuencias de resonancia del sistema.
Para este cálculo se tiene:
Tomando los datos de placa del transformador principal, la potencia de
cortocircuito:
kVAcc = 23062 kVA
de donde
ISC =
23.062
3 × 452
= 29.457,64 A
(3-19)
La corriente máxima de carga se puede observar en los gráficos obtenidos en
las mediciones realizadas por el equipo registrador instalado en el sistema.
La corriente máxima registrada tiene un valor de 1011 A, con lo que se puede
obtener la siguiente relación de cortocircuito:
SCR =
29.457 ,6371
= 29 ,13
1.011
(3-20)
De acuerdo al resultado obtenido, los limites de corriente armónica para cargas
no lineales en el punto común de acoplamiento con otras cargas es de 8%.
Este valor representa la distorsión total de la demanda, la cual es la TDD de
corriente (usando un periodo de medición de 15 a 30 minutos promedio)
normalizada con respecto a la máxima corriente de carga IL de la demanda.
xcviii
Para comprobar si la instalación eléctrica cumple con las especificaciones de la
norma IEE 519-1992 (tabla Nº 4), la distorsión total de la demanda obtenida en el
sistema puede ser calculada mediante la siguiente expresión:
∑
TDD =
h = 25
h =2
Ih 2
(3-21)
IL
donde IL es la máxima corriente de carga (componente fundamental) en el PCC.
A continuación se muestran los valores de TDD obtenidos según las
mediciones realizadas, considerando la máxima corriente de carga observada en la
medición (IL=1011 A ):
9
8
7
TDD (%)
6
5
4
3
2
1
08:03:00 a.m.
07:13:00 a.m.
06:23:00 a.m.
05:33:00 a.m.
04:43:00 a.m.
03:53:00 a.m.
03:03:00 a.m.
02:13:00 a.m.
01:23:00 a.m.
12:33:00 a.m.
11:43:00 p.m.
10:53:00 p.m.
10:03:00 p.m.
09:13:00 p.m.
08:23:00 p.m.
07:33:00 p.m.
06:43:00 p.m.
05:53:00 p.m.
05:03:00 p.m.
04:13:00 p.m.
03:23:00 p.m.
02:33:00 p.m.
01:43:00 p.m.
12:53:00 p.m.
12:03:00 p.m.
11:13:00 a.m.
10:23:00 a.m.
09:33:00 a.m.
08:43:00 a.m.
0
Hora
Figura Nº 3-8. Valores máximos obtenidos para la Distorsión
Total de Demanda TDD
El valor promedio calculado de distorsión total es de 3,59%, lo cual indica
que se cumple con la norma establecida por IEEE 519-1992. Por lo tanto, se cumple
con las normativas de inyección de corriente armónica para cargas no lineales en el
Punto Común de Acoplamiento.
xcix
3.11.2. Armónicos de Corriente
La norma establece también, un limite máximo del 7% para armónicos menores
al 11vo. Los valores calculados para el 5to y 7mo armónico según las mediciones
obtenidas son los siguientes:
5 .0 0 0
4 .5 0 0
4 .0 0 0
3 .0 0 0
2 .5 0 0
2 .0 0 0
1 .5 0 0
1 .0 0 0
0 .5 0 0
3:00 p.m.
3:00 p.m.
3:00 p.m.
3:00 p.m.
3:00 p.m.
3:00 p.m.
3:00 p.m.
3:00 p.m.
3:00 p.m.
3:00 p.m.
3:00 p.m.
3:00 p.m.
3:00 p.m.
3:00 p.m.
3:00 p.m.
3:00 p.m.
3:00 p.m.
3:00 a.m.
3:00 a.m.
3:00 a.m.
3:00 a.m.
0 .0 0 0
3:00 a.m.
Porcentaje de Corriente (%)
3 .5 0 0
Figura Nº 3-9. Porcentajes de Amplitud obtenidos para el
5to armónico de corriente
c
18
16
Porcentaje de Corriente (%)
14
12
10
8
6
4
2
08:03:00 a.m.
07:13:00 a.m.
06:23:00 a.m.
05:33:00 a.m.
04:43:00 a.m.
03:53:00 a.m.
03:03:00 a.m.
02:13:00 a.m.
01:23:00 a.m.
12:33:00 a.m.
11:43:00 p.m.
10:53:00 p.m.
10:03:00 p.m.
09:13:00 p.m.
08:23:00 p.m.
07:33:00 p.m.
06:43:00 p.m.
05:53:00 p.m.
05:03:00 p.m.
04:13:00 p.m.
03:23:00 p.m.
02:33:00 p.m.
01:43:00 p.m.
12:53:00 p.m.
12:03:00 p.m.
11:13:00 a.m.
10:23:00 a.m.
09:33:00 a.m.
08:43:00 a.m.
0
Hora
Fase 1
Fase 2
Fase 3
Figura Nº 3-10. Porcentajes de Amplitud obtenidos para el 7mo armónico de corriente
Los valores porcentaje promedio para el 5to, 7mo y 9no armónicos de corriente
calculados de las tablas mostradas son muestran en la Tabla Nº 3-9.
Tabla Nº 3-9. Valores Promedio de Amplitud del 5to , 7mo y 9no
armónicos de corriente
5to Armónico (%)
7mo Armónico (%)
9no Armónico (%)
0,934
5,3772
0,34
Estos valores son inferiores a los máximos permitidos en la Norma IEEE
519-1992, la cual establece un limite máximo del 7% de amplitud de corriente para
los armónicos menores al 11vo.
Armónicos de Tensión
Según la norma UNE-EN 6100, 2-4 (1997) “Compatibilidad Electromagnética
en las instalaciones industriales de potencia B.T. o M.T. a 50 o 60 Hz”, los niveles
de amplitud máximos para el 5to y 7mo armónico son del 6 y 5% respectivamente. En
las tablas Nº 24 y 25, se muestran los valores obtenidos en porcentaje para estos
armónicos.
ci
Fase 1
Fase 2
Hora
Fase 3
08:03:00 a.m.
07:13:00 a.m.
06:23:00 a.m.
05:33:00 a.m.
04:43:00 a.m.
03:53:00 a.m.
03:03:00 a.m.
02:13:00 a.m.
01:23:00 a.m.
12:33:00 a.m.
11:43:00 p.m.
Fase 2
10:53:00 p.m.
10:03:00 p.m.
09:13:00 p.m.
Fase 1
08:23:00 p.m.
07:33:00 p.m.
06:43:00 p.m.
05:53:00 p.m.
05:03:00 p.m.
04:13:00 p.m.
03:23:00 p.m.
02:33:00 p.m.
01:43:00 p.m.
12:53:00 p.m.
12:03:00 p.m.
11:13:00 a.m.
10:23:00 a.m.
09:33:00 a.m.
08:43:00 a.m.
Porcentaje de Tensión (%)
:4
3
09 :00
:3
3 a
10 :00 .m.
:2
3 a
11 :00 .m.
:1
3 a
12 :00 .m.
:0
3 a
12 :00 .m.
:5
3 p
01 :00 .m.
:4
3 p
02 :00 .m.
:3
3 p
03 :00 .m.
:2
3 p.
04 :00 m.
:1
3 p.
05 :00 m.
:0
3 p
05 :00 .m.
:5
3 p
06 :00 .m.
:4
3 p
07 :00 .m.
:3
3 p
08 :00 .m.
:2
3 p
09 :00 .m.
:1
3 p.
10 :00 m.
:0
3 p
10 :00 .m.
:5
3 p
11 :00 .m.
:4
3 p
12 :00 .m.
:3
3 p
01 :00 .m.
:2
3 a
02 :00 .m.
:1
3 a
03 :00 .m.
:0
3 a
03 :00 .m.
:5
3 a.
04 :00 m.
:4
3 a
05 :00 .m.
:3
3 a
06 :00 .m.
:2
3 a
07 :00 .m.
:1
3 a
08 :00 .m.
:0
3: a.m
00 .
a.
m
.
08
Porcentaje de Tensión (%)
3.5
3
2.5
2
1.5
1
0.5
0
Hora
Fase 3
Figura Nº 3-11. Porcentajes de Amplitud obtenidos para el 5to armónico de tensión
4.5
4
3.5
3
2.5
2
1.5
1
0.5
0
cii
Figura Nº 3-12. Porcentajes de Amplitud obtenidos para el 5to armónico de tensión
Los gráficos realizados, demuestran que el sistema no inyecta niveles
armónicos que puedan afectar la operación de los equipos, y producir efectos de
calentamiento en los conductores, falsos disparos de las protecciones o
interferencia telefónica.
Por lo tanto las causas de fallas por inyección de armónicos queda
descartada, ya que se comprueba que las corrientes armónicas no tienen los niveles
de amplitud necesarios para que se cree el efecto de resonancia. Además, las
frecuencias para el circuito LC creado por el banco de condensadores y las cargas
inductivas de la instalación está por debajo de la frecuencia del armónico más
cercano (7mo armónico) y la amplitudes del 5to armónico (f = 300 Hz) son demasiado
bajas.
3.12. Mediciones de Temperatura en el Banco de Condensadores
El buen funcionamiento de los condensadores de potencia está determinado
por su operación en ambientes donde el rango temperaturas sea estable y no
supere los valores máximos o promedio establecidos por el fabricante de los
mismos.
Para el caso de los condensadores del sistema se tienen los siguientes valores:
•
Temperatura mínima:
-25 ºC
•
Temperatura Máxima:
+50 ºC (Máxima diaria)
•
Temperatura Media:
+40 ºC (Promedio Diaria)
•
Temperatura Media:
+30 ºC (Promedio Anual)
Para comprobar el cumplimiento de estos rangos, se instaló una sonda de
temperatura con registrador electrónico dentro del armario, para establecer los
valores de operación en la envolvente del banco y los condensadores internos
(monofásicos).
ciii
Rango de Temperaturas de Operación
50
45
40
Temperatura [°C]
35
30
25
20
15
10
5
Fig
ura
N°
313.
Grá
fico
de
08
:0
0
09
:0
0
10
:0
0
11
:0
0
12
:0
0
13
:0
0
14
:0
0
15
:0
0
16
:0
0
17
:0
0
08
:0
0
09
:0
0
10
:0
0
11
:0
0
12
:0
0
13
:0
0
14
:0
0
15
:0
0
16
:0
0
17
:0
0
0
Hora
Nivel de temperatura
Temperaturas obtenidas en el Banco de Condensadores
En la figura Nº 3-13 se observa que los valores de temperatura están por
encima de los valores promedio diarios admisibles por los condensadores.
3.12.1. Reglas de Ventilación
De acuerdo a las recomendaciones dadas por el fabricante Merlin Gerin, el flujo
de aire dentro de un banco de condensadores debe ser desde la parte inferior hacia
la superior del equipo (ver figura Nº 3-14). La sección transversal de la salida
superior de aire debe ser por lo menos 1,1 veces la sección transversal de la rejilla
inferior.
A continuación se muestran los estándares de ventilación para bancos de
condensadores:
•
Dimensiones:
•
Altura: 2,0 m ; Profundidad: 0,4 m
•
440 V / 60 Hz
civ
Tabla Nº 3-10. Reglas de Ventilación para bancos de Condensadores
Potencia Reactiva Q (kVAr)
Tipo de Ventilación
Entrada de Aire/Flujo de aire
60
Natural
200 cm2
120
Natural
300 cm2
180
Natural
400 cm2
> 180
Forzada
Flujo de Aire Mínimo:
F=Q/2 en m3/h
Fuente: Schneider Electric, Guide for the Design and Production of LV Compensation Cubicles. 09 / 2000
Según la expresión de la tabla Nº 27, el flujo de aire dentro del banco de
condensadores cumple con la siguiente expresión:
Q
(3-22)
2
ya que la potencia reactiva del banco de condensadores es de 450 kVAr, se
tiene lo siguiente:
F=
F=
450
= 225 m3 / h
2
(3-23)
Esta es la capacidad mínima de flujo de aire que debe tener el extractor a
instalar dentro del banco de condensadores.
Dentro del banco de condensadores no hay ventiladores de extracción, debido a
esto no se tiene ventilación forzada dentro del armario.
El regulador electrónico de compensación RVT, tiene la opción de instalar dos
sondas externas de temperatura para detectar condiciones de exceso, dando una
señal de alarma cuando se sobrepasa el limite establecido por el usuario y de esta
manera, activar una señal de alarma y un ventilador de extracción.
cv
Figura Nº 3-14. Esquemas de ventilación forzada para
Bancos de Condensadores (Fuente: Merlin Gerin)
Todos estos equipos son opcionales en el regulador, pero no hay ninguno de
ellos instalado, por lo tanto no se puede monitorear ni regular, los valores de
temperatura a los que esta sometido el banco diariamente.
Existe una condición de temperatura alta también, dentro de la sub-estación,
por lo que se hace necesario instalar un sistema de extracción dentro de la misma,
con la finalidad de mejorar la temperatura del banco de condensadores.
Bajo estas condiciones de operación, el banco de condensadores funciona en
rangos de temperatura que, al no estar acordes con las especificaciones del
fabricante, reducen notablemente la vida útil de los mismos.
3.13. Programación del regulador
Existen varios parámetros que configuran al regulador electrónico y que
determinan su buen o mal funcionamiento, así como su vida útil, por lo tanto
depende del usuario determinar la correcta configuración para obtener así la mejor
adaptación de potencia reactiva.
Estos valores son:
a. El Valor CT
b. El Valor C/k
c. Cos ϕ deseado
cvi
3.14. Valor CT
Este valor está representado por la relación de corrientes del transformador
Amperimétrico o de Corriente.
El transformador de Corriente del Regulador tiene una relación de 2000/5 A
lo cual indica un valor CT = 400.
3.15. Valor C/k
Representa el valor de la corriente de disparo para el regulador electrónico.
Mediante este valor, también llamado ancho del rango de reacción, el regulador
decide la entrada o salida de los condensadores basándose para ello, en el ancho
de banda definido por este valor.
Para que el regulador pueda tomar la decisión de conectar o desconectar un
escalón, debe saber cual va a ser la intensidad reactiva que va a introducir en la
instalación y esta intensidad debe estar referida al secundario del Transformador ya
que es el valor que el regulador lee.
En la figura Nº 3-15 se puede ver un ejemplo del efecto del valor C/k.
C/k demasiado bajo
cos ϕ objetivo
cos ϕ objetivo
C/k correcto
t(s)
C1 activo
C2 activo C3 activo
C4 activo
C5 activo
C6 activo
t(s)
C1 activo
C2 activo C3 activo
C4 activo
Figura Nº 3-15. Representación del valor C/k
cvii
Un ajuste demasiado bajo del C/k implica un sobretrabajo inútil de los
contactores; un C/k demasiado alto supone una banda estable demasiado ancha, y
por lo tanto no se alcanzaría el cos ϕ deseado.
El valor recomendado del parámetro C/k puede ser calculado utilizando la
siguiente expresión.
a) Para un sistema trifásico
C / k = 0.67 ×
Qstep
3 × Vnom × CT
(3-24)
b) Para un sistema monofásico
C / k = 0.67 ×
Qstep
Vnom × CT
(3-25)
Tomando los siguientes valores para la expresión:
•
Qstep = 10 kVAr
•
Vnom = 440 V
•
CT Scaling = 400
Se obtiene el valor C/k para el sistema de compensación:
C/k = 0,021979 ≈ 0,022
El valor observado en la configuración del equipo RVT (C/k=0,099) no
cumple con esta condición del rango de ajuste de disparo. Por lo tanto el equipo no
establece una buena regulación fisica sobre los condensadores, proporcionando
una sobre-operación de los condensadores.
cviii
3.16. Observaciones en la configuración
Para un óptimo funcionamiento, la secuencia de conexión de los pasos en un
sistema de compensación reactiva, debe ser progresiva, esto quiere decir, que un
paso no puede ser mayor que el subsiguiente (por ejemplo 2:2:2:1:1:4). El Banco
de condensadores establece una regulación de secuencia
•
1.2 : 1.2 : 1.2 : 1.2 : 1.2 : 1:1:1
la cual no es valida, ya que no está acorde con las instrucciones de
programación del regulador, debido a que se conectan primero, los pasos de mayor
potencia reactiva nominal (60 kVAr) y luego los pasos menores (50 kVAr).
Actualmente el regulador esta configurado para trabajar con una regulación
física de 1:1:1:1:1:1:1:1, lo cual representa un error en la configuración del equipo
controlador, debido a lo dicho anteriormente.
El valor de la diferencia de potencia reactiva mínima entre pasos (Qstep) en
el sistema de compensación según las relaciones anteriores es 10 kVAr. El valor
que se encuentra configurado en el equipo controlador actualmente (Qstep = 45
kVAr) es erróneo, lo que trae mala regulación física del banco.
Los tiempos de retardo para permitir la descarga del condensador después
de la desconexión del mismo están en valores aceptables (20 seg) debido a la
resistencia de descarga que estos tienen en paralelo.
cix
CAPITULO IV
Análisis Costo - Beneficio de la Aplicación de las mejoras
en el sistema de Compensación Reactiva
Tal como se ha visto, el principal objetivo de la compensación reactiva en una
instalación eléctrica en la cual existen grandes cargas inductivas como motores
eléctricos, transformadores de potencia, equipos de aire acondicionado etc., es el
mejoramiento del factor de potencia, el cual trae ventajas entre las cuales están el
factor económico, ya que se reducen las penalizaciones por bajo factor de potencia
que aplican las empresas distribuidoras de energía eléctrica, y se obtienen mejoras
dentro de la instalación como aumento de potencias disponible, disminución de las
perdidas por efecto joule, reducción de la sección de los conductores etc.
Se ha demostrado que los condensadores de potencia son la fuente más
efectiva para el suministro de potencia reactiva (kVAr) a las cargas y líneas de
distribución, cuando operan con factor de potencia cercano a la unidad.
Al compensar reactivamente al sistema, no solamente se evitan las
penalizaciones por bajo factor de potencia, sino que también se produce una
liberación de potencia aparente en kVA lo cual se refleja en las facturaciones al
disminuir la demanda mensual. Además esta potencia adicional puede ser
aprovechada para suplir futuras cargas en el sistema sin la necesidad de ampliar la
potencia nominal del transformador de alimentación.
Actualmente Alimentos Procria - Santa Cruz, tiene un bajo factor de
potencia debido a que el banco de condensadores no tiene la capacidad de
potencia reactiva suficiente, necesaria para alimentar a las cargas inductivas
de la planta debido a que existen fallas en tres de los ocho condensadores
trifásicos que conforman al sistema.
cx
Por lo tanto los Beneficios que se obtienen al mantener en buen funcionamiento
y sin fallas a los condensadores y con la capacidad adecuada de potencia reactiva,
se reflejan en la prevención de los costos acumulados por reparación y reemplazo y
por el aumento de la potencia disponible en kVA del transformador principal.
El estudio se hará a través de un análisis de Costos-Beneficios, el cual se define
como la relación entre los beneficios percibidos por los usuarios y el costo en que
incurre la empresa al implementar las mejoras. La implantación de un proyecto
implica una serie de consecuencias que pueden ser expresadas en términos
monetarios, los cuales incurrirán a lo largo de todo el período que dure el proyecto y
posterior a su implantación.
4.1. Costos y Beneficios Producidos por la Mejora del Sistema de
Compensación
La primera fase de este estudio es la justificación de la necesidad de aplicar
correctivos en cuanto al mejoramiento del factor de potencia en la planta mediante
la aplicación de la propuesta de mejoras en el sistema de compensación del
sistema, necesaria para poder percibir beneficios económicos en cuanto a ahorro de
energía.
El estudio se hace por medio de un análisis que cubre los ahorros que pueden
resultar sí se “Libera la capacidad térmica” es decir si se libera mayor potencia en
kVA.
3.1.1. Cálculo de la capacidad térmica Liberada
A menudo, el beneficio técnico más importante que justifica la adición de
condensadores en una instalación eléctrica, es que éstos permiten servir mayor
cantidad de kilovatios (kW), al disminuir la potencia reactiva que debe entregar el
transformador al sistema. Esto es importante, ya que al agregar condensadores, se
libera capacidad térmica y se puede posponer la capacidad de agregar equipos más
cxi
costosos, tales como transformadores de mayor potencia, mayor cantidad y
menores calibres de conductores. Además, al disminuir el consumo en kVA, se
obtienen reducciones en las facturaciones de electricidad, lo cual representa el
principal beneficio económico.
Este análisis puede comenzarse mediante la revisión de La figura Nº 24
∆
∆
ϕ1
∆
ϕ1
Figura N° 4-1. Representación vectorial del efecto de los condensadores
sobre la capacidad térmica
donde:
•
kVA1:
Carga original
•
kVA2:
Carga resultante después de agregar condensadores
•
Qc:
Condensadores agregados
•
∆kVA1:
Carga adicional al factor de Potencia original que se puede
agregar para que los kVA lleguen al valor kVA1
•
kVAr1:
Carga original de kVAr
•
kVAr2:
kVAr1-Qc
•
ϕ1:
Angulo del factor de potencia original
La adición de Qc en condensadores mejora el factor de potencia, reduciendo
la carga térmica de kVA1 a kVA2. El sistema puede servir una carga adicional de
∆kVA1, con el mismo factor de potencia de kVA1.
cxii
El cálculo de ∆kVA1 se obtiene de la siguiente ecuación:
2

 Qc
 
 Qc


* sen ϕ1 − 1 + 1 − 
* cos ϕ1 
∆kVA = kVA1 * 
 kVA1
kVA1

 



(4-1)
Mediante el siguiente ejemplo, (valores tomados de las mediciones
realizadas) se ilustra mejor el efecto de los condensadores sobre la liberación de
capacidad térmica del sistema.
Tabla Nº 4-1. Datos para el Cálculo de la Capacidad Liberada en kVA
Datos Actuales del Sistema
Estimación
Carga pico Actual
654 kW
Factor de Potencia de la carga
0,80
Carga pico en kVA
817,5 kVA
Costo por KVA Facturaciones Elecentro ($ / kVA)
3,811
1) Calculo de la capacidad de los condensadores requeridos en kVAr
Mediante la ecuación (4-2) se puede determinar la potencia reactiva necesaria
Qc = P * [tanϕ1 − tanϕ 2 ]
(4-2)
donde:
Cos ϕ1 = 0,80
∴
ϕ1 = 36,86°
Cos ϕ2 = 0,95
∴
ϕ2 = 18,149°
Por lo tanto
Qc = 654 * [tg (36,86 )1 − tg (18,149 )] = 275,94 kVAr
1
(4-3)
Valor calculado en US$ según Gaceta Oficial Nº 37.415 de fecha 03/04/02. ELECENTRO
cxiii
El valor Qc=275,94 kVAr representa el valor de potencia reactiva en
condensadores que es necesario instalar para aumentar el cosϕ hasta 0,95.
2) Capacidad de carga liberada por lo condensadores
2

 275,94

 275,94

∆kVA = 817.5 * 
* sen(36,86 ) − 1 + 1 − 
* cos(36,86 )   =
 817,5

 817,5
 


(4-3)
∆kVA = 135,15kVA
Tomando en cuenta el costo por kVA en las facturaciones de Elecentro se
tiene el siguiente valor:
3) Valor de la capacidad de carga liberada:
134,5kVA * 3,81 US $ / kVA = 512,45 US$
(4-4)
Este valor se considerará como el beneficio obtenido en la propuesta.
Tomando un valor promedio de 100 US $ de las facturaciones de Elecentro como
penalización por bajo factor de potencia impuesta a la Empresa, el beneficio alcanza
el siguiente valor:
512,45 US $ + 100 US$ = 612,45 US$
(4-5)
cxiv
3.1.2. Costos de la Propuesta
La Propuesta de Mejoras en el Sistema de Compensación Reactiva trae
implicado una serie de costos, los cuales están representados por la compra de
equipos de extracción así como el reemplazo de los contactores actuales por
contactores especiales para la maniobra de condensadores, además de éstos,
también se tienen los costos de reparación o reemplazo de los condensadores que
actualmente están averiados, por lo tanto se hará a continuación una tabla de
costos del sistema.
Tabla Nº 4-2. Calculo Estimado de los Costos de la Propuesta
Descripción
Cantidad
Costo (US$)
Contactores Telemcanique LC-1DWK 12M7
8
4250
Extractor de Calor (Armario)
1
100
Condensadores ABB CLMB-63 (60 kVAr)
2
3500
1
40
Rejilla antipolvo para extractor
Total Costos
7890
Debido a que el banco de condensadores requiere un mínimo mantenimiento,
los costos mensuales se consideran muy bajos, por lo cual, se tomará un valor
equivalente al 2% de los costos iniciales, relacionados con el funcionamiento de los
extractores y mantenimiento ocasional de contactores y revisión de equipos de
protección.
Análisis Costo-Beneficio
Tomando en consideración los costos y beneficios de la operación del sistema
propuesto, se muestra a continuación en la tabla Nº 31, el resultado del análisis de
la inversión, el cual permite conocer en cuanto tiempo de operación se amortiza el
costo de la inversión.
cxv
Tabla Nº 4-3. Análisis Costo-Beneficio de la Propuesta
Tiempo
(Meses)
Costos
(US$)
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
7.890,00
11,32
11,32
11,32
11,32
11,32
11,32
11,32
11,32
11,32
11,32
11,32
11,32
11,32
11,32
11,32
11,32
11,32
Análisis Costo-Beneficio
Beneficios
Costo
Beneficio
(US $)
Acumulado Acumulado
(US $)
(US$)
0
612,45
612,45
612,45
612,45
612,45
612,45
612,45
612,45
612,45
612,45
612,45
612,45
612,45
612,45
612,45
612,45
612,45
7.890,00
7.901,32
7.912,64
7.923,96
7.935,28
7.946,60
7.957,92
7.969,24
7.980,56
7.991,88
8.003,20
8.014,52
8.025,84
8.037,16
8.048,48
8.059,80
8.071,12
8.082,44
0
612,45
1224,9
1837,35
2449,8
3062,25
3674,7
4287,15
4899,6
5512,05
6124,5
6736,95
7349,4
7961,85
8574,3
9186,75
9799,2
10411,65
Saldo (C-B)
7.890,00
7.288,87
6.687,74
6.086,61
5.485,48
4.884,35
4.283,22
3.682,09
3.080,96
2.479,83
1.878,70
1.277,57
676,44
75,31
-525,82
-1.126,95
-1.728,08
-2.329,21
Tomando en cuenta el resultado arrojado por el análisis de Costos y
Beneficios de la Propuesta de Mejoras, se observa una recuperación de la
inversión, al décimo cuarto mes de operación del sistema. Por lo tanto se
concluye que la implantación de las mejoras propuestas es totalmente
factible y necesaria para brindar beneficios económicos a la empresa, que
evitaran costos innecesarios en el futuro por reemplazo de las partes
dañadas en el banco de condensadores.
cxvi
CAPÍTULO V
Conclusiones del Estudio
Todas las observaciones, mediciones y cálculos realizados en el sistema de
compensación reactiva de la planta, permiten crear una propuesta, la cual esta
compuesta por una sede de recomendaciones que tienen la finalidad de evitar que
en lo sucesivo, sigan presentándose fallas continuas en los condensadores del
sistema, así como en las protecciones y elementos de maniobra del mismo.
Las conclusiones son las siguientes:
3.1.1. Armónicos de Corriente
1 . De acuerdo a la tabla NO 1-3 de la norma lEEE 519-1992, se tiene que el
máximo contenido armónico de corriente TDD para la relación de
cortocircuito
establecida para el sistema (SCR = 28,88), calculada en el punto
3.10.1, es del8% . Tal como se muestra en la figura NO 3-8, los máximos valores
obtenidos de TDD están por debajo del 8%, por lo tanto, los niveles de distorsion
total de demanda se encuentran dentro de los límites permitídos por la norma.
2. Las componentes armónicas de órdenes menores al 11 vo se encuentran
por debajo del 7% de amplitud con respecto a la fundamental. Esto indica
que se cumple con la norma de la lEEE.
3.
Sin embargo, se pueden amplificar las corrientes en los condensadores por
efecto de los armónicos si la distorsión armónica de corriente alcanzara
valores superiores al 20% durante largos periodos, se concluye esto debido
a que, se observaron valores pico elevados durante cortos períodos.
107
cxvii
Conclusiones de/ Estudio
3.1.2. Armónicos de Tensión
4. Según la norma de compatibilidad electromagnética titulada, "Niveles de
Compatibilidad para las Perturbaciones conducidas de baja frecuencia y la
transmisión de señales en las redes públicas de alimentación de BT" UNE-ENV
6100, 2-2 (1994), la tasa total de distorsión armónica en tensión tiene un valor de
THDV < 8%.De acuerdo a la tabla NO 3-7, los valores promedio calculados para la
THDV% están por debajo de este valor, por lo que se puede concluir que se está
trabajando dentro de los valores permitídos.
5. Los porcentajes de amplitud de¡ 5to y 7mo armónico cumplen con la norma UNE
EN 6100, 2-4 (1997) --Compatibilidad Electromagnética en las instalaciones
industriales de potencia B.T. o M.T. a 50 o 60 Hz" (tabla NO 1-4), la cual establece
un valor límite de¡ 6% para la amplitud de¡ 5to armónico, y un límite de¡ 5% para la
amplitud de 7´ armónico. En las tablas NO 24 y 25, se pueden observar los valores
porcentuales obtenidos para estos armónicos.
Se concluye que las fallas en los bancos de condensadores no son debidas
a los niveles de armónicos existentes en las barras de¡ punto común de
acoplamiento de la instalación eléctrica, por lo tanto, no es necesaria la instalación
de filtros sintonizados para la reducción de¡ contenido armónico en la instalación
eléctrica.
Sin embargo, se debe considerar que cuando la distorsión armónica total de
corriente THDI alcanza valores elevados, la amplificación de corrientes en los
condensadores se ve afectada, por lo tanto, se recomienda la instalación de
inductancias de choque para los armónicos, o el reemplazo por condensadores
diseñados para instalaciones en las que el rango de distorsión THDI es superior al
20%.
La amplificación por efectos de resonancia, es mínima, ya que cuando la distorsión
armónica se eleva, la carga es mínima, esto indica que no todos los condensadores
estarán conectados a la red, y la frecuencia de resonancia toma un valor mayor que
cuando se conectan todos los condensadores de¡ banco (ver tabla N- 3-5).
cxviii
Conclusiones del Estudio
3.1.3. Rango de Temperaturas
Uno de los factores que afecta mayormente el funcionamiento de¡ banco de
condensadores debido a la alta sensibilidad de los componentes, es el rango de
temperaturas a la cual se ve sometido diariamente.
Debe prestarse particular atención a la temperatura de servicio, porque tiene
una gran influencia sobre la vida del condensador. Es conveniente controlar
periódicamente las temperaturas de los condensadores y del ambiente, para que no
sobrepasen los límites establecidos, evitando la acumulación de polvo y substancias
ambientales que siempre perjudican la protección eléctrica y térmica.
Es por esto, que se hacen las siguientes recomendaciones para mejorar
tales condiciones de trabajo:
6.
Es necesario mejorar la condición de temperatura en el sistema. Como se
mencionó anteriormente, existen altas temperaturas dentro de la subestacíón. Esto
podría mejorarse instalando un sistema de extracción y ventilación dentro del
armario.
7.
El extractor de calor, puede ser controlado a través del regulador del banco, el
cual tiene la opción de instalar dos sondas de temperatura Tl y T2 (opcionales al
controlador RVT), las cuales en caso de sobrepasar el valor de programación de la
instrucción ''T1 Start FAN". cierra un relé de activación para extractor. El lugar más
recomendado para la instalación del extractor, es la parte superior del armario, ya
que es la parte donde se permite mayor circulación del aire caliente a ser extraído
del mismo (ver figura NO. 3-14).
8
La capacidad mínima de flujo de aire del extractor de calor, debe ser de 225 M3
por hora. Adicional a la instalación de¡ extractor, deben crearse ranuras de
ventilación natural en la puerta del armario del banco para permitir el libre flujo del
aire. (ver figura NO 3-14). La sección transversal del extractor de calor debe ser al
menos igual a 1,1 veces la sección transversal de las ranuras de ventilación.
cxix
Conclusiones de/ Estudio
9.
De ser posible, es propicia la reubicación de¡ transformador de alumbrado de la
subestación, el cual se encuentra cercano al banco y contribuye al aumento de
temperatura en la sub-estación.
3.1.4. Conductores de Conexión
10. Los conductores utilizados para la conexión de los condensadores no cumplen
con las normas de conexión de los condensadores de 1,5 veces la corriente nominal
de operación de los condensadores, por lo tanto, se recomienda el reemplazo por
conductores NO 2 AWG - TW, el cual cumple con las normas establecidas por los
fabricantes de condensadores.
3.1.5. Equipos de Maniobra
11 . Las corrientes de inserción en los condensadores alcanzan valores mayores a
134 veces la corriente nominal de los condensadores en el momento de cierre de¡
contactor ( t=0+) Esto trae como consecuencia la disminución de la vida útil de los
condensadores si no se utilizan equipos de maniobra especiales para el cierre de
los mismos. Además el arco que se produce por ionización de¡ aire al momento de
apertura también daña los contactos de los equipos.
12. Los equipos de maniobra para la conexión de los condensadores no están
diseñados para tal función, por lo tanto se recomienda la sustitución por contactores
que estén diseñados para esta operación, los cuales incluyen bloques de contactos
adelantados y resistencias o inductancias de preinsercíón, que disminuyen la
corriente transitoria a un valor menor a 60 veces la corriente nominal del
condensador (60ln).
Los datos de placa de los contactores de reemplazo deben ser los siguientes:
Corriente Nominal de empleo
(le): 125 A
cxx
Conclusiones de/ Estudio
•
Corriente Nominal Térmica
(lth): 125 A
•
Tensión Nominal de empleo
(Ue): 480 VAC
•
Tensión Nominal de Aislamiento
(U¡): 1000 v
•
Potencia Reactiva Nominal
(Qn): 60 kVAr
3.1.6. Programación del regulador
13. Se recomienda una reubicación en la conexión de los escalones de
compensación, ya que la misma tiene errores en cuanto a la regulación física de los
condensadores. Una regulación ideal sería la utilización de condensadores en
secuencia 1: 1: 1: 1: 1: 1: 1: 1 ó en secuencia 1: 1: 1 2:1.2:1.2:1.2:1.2:1.2, es decir,
cambiar la ubicación de los tres últimos condensadores trifásicos (50 kVar) a las tres
primeras posiciones de cierre, dejando a los condensadores mayores (60 kVAr) en
las últimas posiciones.
14. Es necesario modificar la actual programación de¡ regulador electrónico en
cuanto a los parámetros Qstep y C/k estos deben ser sustituidos por los valores
calculados anteriormente. El valor Target Cos<p (ver manual de operación) tiene un
valor de 0,99. Este valor no es aconsejable, ya que debido al rango de C/k puede
ocurrir el problema de sobrecompensación en el sistema cuando haya una
disminución de carga. Un valor mas ajustado para este parámetro puede ser 0,95.
15. El modo de operación Lineal de contactores programada actualmente en el
regulador, puede ser cambiada por la operación Circular, la cual trae ventajas como
el aumento de la vida útil de los contactores y los condensadores ya que utiliza el
principio de conexión "Primero que entra, Primero que sale" mencionada
anteriormente.
cxxi
Conclusiones del Estudio
3.1.7. Condensadores Trifásicos
16. Es necesaria la recuperación de los dos condensadores trifásicos ABB CLMB 63
y CLMB 53 que conforman el 2do y 5to escalón respectivamente. Debido a esto el
factor de potencia de la instalación es inferior a 0,9. Además al faltar estos
condensadores, se hace que los otros escalones estén siempre cerrados creando
una condición de sobretrabajo en los condensadores.
17. Al faltar dos escalones de compensación se trabaja al margen de potencia
reactiva del banco, y no existe ninguna clase de reserva para las ampliaciones que
actualmente se hacen en la planta.
18. Se recomíenda la pronta instalación de los tres bancos de condensadores marca
Comar Condensatori que se tienen desconectados en la planta, para descargar en
parte, a la instalación de potencia reactiva circulante.
En definitiva se concluye que la causa de fallas en el banco de condensadores de la
planta es debida a un efecto combinado de las condiciones de temperatura a las
que trabaja el mismo, los contactores de cierre instalados, así como los conductores
utilizados los cuales no cumplen con las condiciones de corrientes máximas
permitidas.
También la incorrecta programación del regulador electrónico no proporciona las
condiciones óptimas de funcionamiento para el banco de condensadores.
Es posible que la vida útil de los condensadores se vea reducida si se incrementa la
tasa de distorsión armónica total THDI en la instalación eléctrica, en el caso de
instalación de nuevas cargas lineales es necesario considerar la instalación de
inductancias de choque para atenuar el incremento en la amplitud de los armónicos,
ó reemplazar los condensadores existentes por condensadores especiales para
instalaciones donde la distorsión armónica sea mayor al 20%.
cxxii
Conclusiones de/ Estudio
3.1.8. Mantenimiento de los Condensadores
Se recomienda realizar operaciones de mantenimiento preventivo de manera
periódica con la finalidad de evitar fallas previsibles en el funcionamiento de¡ banco
de condensadores. Estas recomendaciones se basan en las especificaciones dadas
por el fabricante, las cuales constan de los siguientes puntos:
a. Cada seis meses revisar:
•
Que no hayan conexiones flojas (eventualmente realizar el ajuste de
todas las conexiones de potencia).
•
Revisar el correcto funcionamiento del regulador electrónico.
•
Verificar que la resistencia de descarga no se haya quemado o roto.
•
Verificar la corriente absorbida de cada escalón, tomando la medida de
cada una de las tres fases, registrando el valor y comparándolo con los valores
nominales. En caso de variaciones superiores al 15% verificar cada condensador y
eventualmente sustituirlo si esta fuera de servicio.
b.
Cada doce meses:
•
Repetir las operaciones arriba descritas.
•
Verificar el estado de los contactos eléctricos de los contactores para
evitar daños del condensador debidos al cierre con contactos desgastados. No
efectuar nunca intervenciones sobre los contactos con material abrasivo.
La duración, la fiabilidad eléctrica y mecánica del aparato están
subordinadas al regular mantenimiento que se debe realizar a los equipos de
compensación.
cxxiii
Conclusiones del Estudio
3.1.9. Estudio Costo-Beneficio
Tomando en cuenta el resultado arrojado por el análisis de Costos y Beneficios de la
Propuesta de Mejoras, se observa una recuperación de la inversión, al décimo
cuarto mes de operación de¡ sistema. Por lo tanto se concluye que la implantación
de las mejoras propuestas es totalmente factible y necesaria para brindar beneficios
económicos a la empresa, que evitaran costos innecesarios en el futuro por
reemplazo de las partes dañadas en el banco de condensadores.
cxxiv
BIBLIOGRAFIA
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Electromecánica. Facultad de Ingenieria. UNNE. 1999.
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Publicaciones ULA. 1995.
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Graw Hill
10. Harper Enríquez. El ABC de las Máquinas Eléctricas (III). Limusa Noriega
Editores. Séptima Edición, 2000.
cxxv
11. Harper
Enríquez.
Protección
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Instalaciones
Eléctricas Industriales y
Comerciales. Limusa Noriega Editores. Segunda Edición, 2002.
12. IEEE 519. Practicas recomendadas y requerimientos para el control de
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Paginas Web
20. http://www.abb.com
21. http://www.comarcondensatori.com
22. http://www.conae.gob.mx/wb/distribuidor.jsp
cxxvi
ANEXOS
cxxvii
Potencias máximas sugeridas de los capacitores (kVAr) para la
compensación individual de motores en baja tensión
Tabla Anexo 1. NEMA diseño B. Motores en baja tensión, par de arranque normal y
corriente normal
Motor de
Inducción
Potencia (hp)
5
7,5
10
15
20
25
30
40
50
60
75
100
125
150
200
250
300
350
400
450
450
Velocidad nominal en r.p.m. y número de polos
3,6
2
2
2,5
3
5
6
7,5
7,5
7,5
10
10
15
20
25
25
35
40
45
50
70
75
90
1,8
4
2
3
3
5
6
6
7,5
10
15
15
20
25
30
30
40
50
60
70
70
80
90
1,2
6
3
3
4
5
7,5
7,5
10
15
20
25
25
30
30
35
50
60
70
80
80
100
120
900
8
3
4
5
7,5
7,5
10
10
15
20
20
25
30
40
45
60
70
80
100
110
120
125
720
10
4
6
6
7,5
10
10
15
15
20
25
30
35
40
50
70
80
90
100
125
125
140
600
12
5
7,5
10
10
15
20
20
25
30
35
40
45
50
60
80
100
110
125
150
150
175
Fuente: National Estandards and Manufacturers Associations
cxxviii
Tabla Anexo 2. NEMA diseño C. Motores en baja tensión, alto par de arranque y
corriente normal
Motor de
inducción
potencia (hP)
5
7,5
10
15
20
25
30
40
50
60
75
100
125
150
200
250
300
350
Velocidad nominal en r.p.m. y número de polos
1,8
4
2
3
3
4
4
5
5
10
15
15
20
25
30
35
45
50
60
70
1,2
6
2,5
3
4
5
5
5
7,5
10
10
20
20
25
35
40
50
60
70
75
900
8
4
4
5
7,5
7,5
10
10
15
20
25
30
40
40
45
60
70
80
90
720
10
------------20
--25
25
35
40
45
50
60
75
80
100
Fuente: National Estandards and Manufacturers Associations
cxxix
Tabla Anexo 3. Tarifas Eléctricas según Gaceta Oficial Nº 37.415
de fecha 03/04/02
Fuente: C.A. Electrificación del Centro
cxxx
114
cxxxi
cxxxii
cxxxiii
cxxxiv
cxxxv
cxxxvi
cxxxvii
cxxxviii