Tema 8

NECESIDAD DE LA COMPENSACIÓN DE Q
I a = I cos ϕ
Ia
ϕ
P = 3 U Ia
Ir
I
r = I sen ϕ
= I a2 + I 2r
ϕ
P
S
Q
Q = 3 U Ir
S = 3UI = P 2 + Q 2
Capacidad de
I = Ia + j Ir
G
geración y transporte del S.E
(U=cte)
I ≤ I M → SMAX = 3U I M
Máxima potencia activa suministrable, por G
cos ϕ =1 (I aM = I M )
>
PMax = 3 U I M
cos ϕ < 1 ( IaM = I M cos ϕ)
/ = 3 U I cos ϕ
PMax
M
Pérdidas para una potencia activa dada
cos ϕ =1 (I = I a )
cos ϕ < 1 (I = I a2 + I r2 )
Pj = 3 RL I a2
<
Pj = 3 RL ( I a2 + I r2)
Caida de tensión, para una potencia activada dada
cos ϕ =1
cos ϕ < 1
S
P, ϕ P
Q
∆U = (RL Ia ) 3
EFECTOS DE Q
transporte
<
∆U =  RL I a + X L I r  3
-Limita capacidad de generación y
-Aumenta perdidas en las lineas
-Aumenta ∆ U
-PENALIZACIÓN EN LA FACTURA POR CONSUMO CON BAJO
COSϕ
ϕ
Efectos de la compensación de energía reactiva
u
COMPLEMENTO POR CONSUMO DE ENERGIA
REACTIVA
17
K (%) =
− 21
2
cos ϕ
17 Wr 2
K (%) =
−4
2
Wa
Wa
cos ϕ =
Wa + Wr
2
2
RECARGOS Y BONIFICACIONES EN FUNCIÓN DEL COS
cosϕ
ϕ
Recargo
Bonif
1 0,95 0,9 0,85 0,8 0,75 0,7 0,65 0,6 0,55
-
-
0,0 2,5 5,6 9,2 13,7 19,2 26,2 35,2
4,0 2,2 0,0
-
-
-
-
-
-
-
TARIFAS
Complemento por Q
q
q
q
q
Aplicable a todas las tarifas (excepto a la 1.0 y 2.0)
Tarifa 2.0 → si cosϕ < 0,8 → poner contador
Posibilidad de desconectar condensadores en horas vall
Evitar sobre compensación (cosϕ < 1, condensador)
No se puede generar Qcondensiva ( MIE BT 031 )
FORMAS DE COMPENSACIÓN
Compensación individual
FORMAS DE COMPENSACIÓN
Comparación entre compensación centralizada e individual
Compensación centralizada
Ahorro en recibo −
NO
reduce perdidas en la instalación
Compensación individual
Mas ahorro en recibo −
SI
reduce perdidas en la instalac
FORMAS DE COMPENSACIÓN
COMPENSACIÓN INDIVIDUAL ADECUADA PARA:
q
Grandes consumidores con una gran necesidad de potencia constante
y por lo tanto con poca variación del cosϕ.
q
Gran cantidad de horas de servicio. Suele ser el caso de motores en
media tensión.
Ventajas: descargan a los conductores (sólo transportan corriente
activa), disminuyen las pérdidas y limitan las caídas de
tensión.
Inconvenientes: Inversión inicial en condensadores
COMPENSACIÓN CENTRALIZADA ADECUADA PARA:
q
Gran cantidad de pequeñas cargas con potencias diversas.
q
Diferente cantidad de horas de servicio.
q
Condiciones atmosféricas desfavorables (alta temperatura, humedad,
etc.).
q
Poco espacio disponible junto a la carga.
Ventajas:
q
Facil revisión y mantenimiento del equipo .
q
Facilidad de realizar ampliaciones.
Se adaptan mejor los condensadores correctores de la reactiva en
cada instante
(en compensación individual, batería de condensadores fija).
q
El valor de la potencia capacitiva instalada es menor que en el caso
de hacer toda la compensación individual.
q
Inconvenientes:
No descarga las lineas en la instalación de usuario
(no reduce perdidas ni caidas de tensión.)
COMPENSACIÓN POR GRUPOS ADECUADA PARA:
Grupos de descarga (motores, lámparas) que funcionan siempre de
modo simultaneo
q
FORMAS DE COMPENSACIÓN
Compensación de alta tensión
EJEMPLOS
1.
Se tiene un consumo de 140 A, alimentado por un
conductor de 3×50 mm2, 100 m de longitud. Las pérdidas
de potencia activa en el conductor son de 2.550 W (a 75
ºC).
Se va a suponer que ese consumo tiene diversos valores
del cosϕ (0,6-0,7-0,8), y se compensa individualmente
hasta cosϕ = 1, en cada caso.
En el cuadro de abajo, se indican las corrientes activas
transportadas (Ia), las pérdidas (Pper ), y los ahorros de
potencia conseguidos (Ah), en cada caso.
Ahorros de potencia (Ah) conseguidos por mejora
del factor de potencia.
cosϕ
ϕ
Ia (A)
Pper
(W)
Ah (W)
0,8
112
1.663
817
0,7
98
1.250
1.300
0,6
84
918
1.632
2. Se indica en el cuadro siguiente, la sección relativa
de los conductores, calculados según el criterio del
calentamiento, según sea el cosϕ
ϕ , para transmitir una
potencia activa fija, manteniendo constante el valor
de las pérdidas en la línea.
Secci
Sección (P.U.) 11,11 6,25 4,00 2,78 2,04 1,56 1,23 1,00
cosϕ
ϕ
0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00
Sección relativa de los conductores, manteniendo
constante la potencia activa y las pérdidas.
DEMANDA DE POTENCIA REACTIVA
MÁQUINAS ASÍNCRONAS
Q0 =
3 UI0
Qc = 0,9 Q0
Potencia del motor Pn
(kW)
4 a 5,9
6 a 7,9
8 a 10,9
11 a 13,9
14 a 17,9
18 a 21,9
22 a 29,9
> 30
Pn
Qn =
tg ϕ n
η
Potencia del
condensador Qc (kVAr
2
Potencia del condensador en función de la del motor
4
5
6
8
10
35% P n
Conexión de resistencias de descarga en baterias de condensado
Formas de conectar condensadores a un motor de arranque dire
a) Usando tres contactores
b) Usando cuatro contactor
DEMANDA DE POTENCIA REACTIVA
TRANSFORMADORES
Q Tr = Q 0 + ε cc ( S / S n ) 2 S n ∆ U(p.u.) =
∆U
Q
= ε xcc c
U2
Sn
Rendimiento de un transformador trabajando a plena carga (Sn) en
función del cosϕ
ϕ , y en función de la potencia activa para cosϕ
ϕ =1.
Potencia lámpara (W)
Potencia condensador (VAr)
10
30
16
40
CÁLCULO DE LA POTENCIA REACTIVA A
COMPENSAR
Obtención del valor de la potencia de los condensadores
Q c = P (tg ϕ1 − tg ϕ 2 )
A) Instalación de registradores de la potencia reactiva
B) A partir de la lectura del contador de energía activa
P=
n ⋅ 60
(kW )
C
3U I
S=
( kVA)
1.000
Q = S 2 − P2 (KVAr)
C) A partir del recibo de la energia consumida
Qc =
Wr − Wa tg ϕ 2
t
Energía reactiva a suministrar (BC).
D) Por lectura de contadores en un tiempo dado.
W − Wr1
tg ϕ1 = r 2
Wa 2 − Wa1
P=
Wa 2 − Wa1
t
DETERMINACIÓN DE LOS CONDENSADORES
A EMPLEAR. CÁLCULO DE LA CAPACIDAD.
q
Monofásico
Qc = UI sen ϕ
U=
, sen ϕ = 1
Ic
= Ic Xc
ωC
Q c = U 2 ωC
q
Trifásico, en conexión en estrella
Q c = 3UI sen ϕ
I
U
= c = Ic X c
3 ωC
Q c = U 2 ωC
q
Trifásico, en conexión en triángulo
Q c = 3UI sen ϕ
U=
I/ 3
I
= c = Ic X c
ωC
ωC
Q c = 3U 2 ωC
 U
Q c1 = Q CN  1
 U CN



2
 f1

 fN



Si Qc,est = Qc,tri → Cest = 3 Ctri
REGULACIÓN
AUTOMATICA DE POTENCIA REACTIVA
Elementos de una instalación de compensación automatica.
1. medida de
potencia
reactiva.
2. regulador de
potencia
reactiva.
3. aparato de
maniobra
(contactores,
tiristores).
4.
condensadores.
Diagrama de funcionamiento típico de un regulador de potencia
reactiva
Diagrama de funcionamiento sin sobrecompensación
REGULADORES DE POTENCIA
REACTIVA
CONEXIÓN AUTOMÁTICA DE CONDENSADORES
Conexión automática de condensadores mediante contactores
Conexión automática de condensadores mediante tiristores.
REGULADOR
CIRCUITO DE
DISPARO
E.T.S.I.I.
Tecnología eléctrica
3º B
1º B
Ingenieros Industriales.
Ingenieros de Organización Industrial.
El MERCADO DE LA ELECTRICIDAD.
El MERCADO DE LA ELECTRICIDAD.
Desde 1998, el precio base de la energía eléctrica (aproximadamente el 55% de lo que paga en su factura
un consumidor medio) se establece al casar la energía que ofrecen las compañías generadoras (Endesa,
Iberdrola, Hidrocantábrico y Unión FENOSA, etc.) a las empresas comercializadoras.
El mercado de la electricidad es un espacio complejo en el que el precio final que paga el usuario es fruto
de la oferta, la demanda y las disposiciones del Gobierno. Como actores destacados de ese espacio
mercantil aparecen el operador del mercado, la Compañía Operadora del Mercado Español de
Electricidad, (OMEL), y el operador del sistema, Red Eléctrica, (REE).
Tan importante es la función de OMEL como la de Red Eléctrica. Son dos pilares fundamentales del
sistema eléctrico liberalizado que seguramente lo estará completamente en 2003 cuando, en teoría, todos
los consumidores puedan elegir libremente el comercializador que les venda la energía eléctrica.
Del juego de la oferta y de la demanda que ocupa al OMEL sale el precio base de la electricidad. La
Compañía Operadora del Mercado Español de la Electricidad (Omel) es la encargada de cruzar oferta y
demanda y fijar el precio. Lo hace en el denominado MERCADO MAYORISTA y con dos actuaciones:
el mercado diario y el mercado intradiario.
En el mercado diario, las empresas ofrecen y demandan electricidad con 24 horas de antelación para cada
una de las horas de la jornada siguiente. El mercado intradiario es una especie de segunda vuelta con seis
sesiones. En ellos se fija el precio definitivo del Kilowatio -hora para cada hora del dia. Omel explora las
ofertas de menor precio a mayor, de forma que todas las empresas que han ofrecido producto cobran por
hora el último precio al que se cubrió la demanda. Teóricamente, ese mecanismo obliga a las empresas a
estar siempre atentas para ofrecer su producto al mejor precio y en el mejor momento, procurando ajustar
su oferta para no quedarse fuera de la casación, con energía sin vender y gastos ya realizados.
Red Eléctrica, propietaria de la red de alta tensión ( aproximadamente 19.000 kilómetros de líneas de muy
alta tensión y 131 subestaciones), gestiona los “SERVICIOS COMPLEMENTARIOS” y el MERCADO
DE RESTRICCIONES y se encarga de asegurar que la electricidad llega a los usuarios en condiciones de
seguridad y calidad. Desde su centro de operaciones, Red Eléctrica sigue al minuto la evolución de la
oferta y de la demanda y procura que no existan cortes. En caso necesario, demanda energía en el
mercado de restricciones (al margen de los precios casados en el mercado OMEL) y en otros casos, da las
órdenes oportunas para realizar cortes selectivos y mantener operativa la mayor parte de la red. Gestiona
también las importaciones de energía del exterior, que apenas suponen un 2% del total de la electricidad
consumida.
Red Eléctrica se encarga, entre otras funciones técnicas, de los servicios complementarios del control de
frecuencia de la energía eléctrica, del control de la tensión en determinados nudos de la red y de mantener
una reserva giratoria, etc.
En la transparencia 2 se observa que los clientes cualificados pueden comprar por contrato a los
generadores, a los comercializadores o acudir al Mercado. Los comercializadores pueden comprar por
contrato o acudir al mercado.
Hay que distinguir entre lo que es actividad regulada por el gobierno, que es lo que corresponde a
trasporte y distribución y actividad no regulada, que corresponde al libre mercado, aunque hay algunos
sectores en generación subvencionados, tales como la energía eólica y la solar, (generación en regímenes
especiales).
Hay tarifas máximas tanto por el uso como por el mantenimiento de las redes de Transporte y
Distribución. Además hay que pagar por los otros servicios complementarios que se necesitan para
garantizar el suministro bajo unos parámetros de calidad y seguridad aceptables. Hay un mercado por
cada servicio complementario. Tanto las empresas generadoras como las comercializadoras tienen libre
acceso al uso de las redes de Transporte y Distribución, previo pago a los propietarios.
Los clientes cautivos (pequeños consumidores) pasarán a ser cualificados y todos los consumidores de
energía eléctrica estarán en el mercado libre (está previsto que esto ocurra en el año 2.003). Entonces las
Distribuidoras ya no venderán electricidad, está función la harán las empresas comercializadoras, las
generadoras por contrato o se podrá acudir directamente al Mercado.
Sobre este tema, se ofrece una asignatura de Libre Elección ( Mercados El éctricos ) en donde se
desarrollan en detalle todos estos aspectos. La asignatura esta orientada fundamentalmente a aspectos
económicos y operativos, puede ser cursada por alumnos/as de todas las especialidades tras haber cursado
la asignatura de Tecnología Eléctrica.
LEY DEL SECTOR ELECTRICO
(Libertad de Establecimiento)
GENERADORES
Actividad no
regulada
Oferta
MERCADO
DIARIO
(OMEL)
Actividad
regulada
Transporte y Operador del Sistema (REE)
Compañías distribuidoras
(Libertad de Establecimiento)
Comercializadores
Clientes Cautivos
(tarifas reguladas)
Clientes Cualificados
(Precios libres)
Venta de electricidad por contratos
Venta de electricidad a través del mercado
LEY DEL SECTOR ELECTRICO
GENERADORES
Actividad no
regulada
(Libertad de Establecimiento)
Oferta
MERCADO
DIARIO
(OMEL)
Actividad
regulada
Transporte y Operador del Sistema (REE)
Compañías distribuidoras
(Libertad de Establecimiento)
Comercializadores
Clientes Cualificados
(Precios libres)
Venta de electricidad por contratos
Venta de electricidad a través del mercado
Contratos financieros de cobertura
OPERADOR MERCADO
Ofertas electricidad
Ofertas compras electricidad
Pago electricidad
Pago electricidad
OPERADOR SISTEMA
GENERADORES
RED DE ALTA TENSION
Información
Flujos monetarios
Flujos de electricidad
COMERCIALIZADORES
Y CONSUMIDORES EN
ALTA TENSIÓN
E.T.S.I.I.
Tecnología eléctrica
3º B
1º B
Ingenieros Industriales.
Ingenieros de Organización Industrial.
TARIFAS
ESTRUCTURA GENERAL DE LAS TARIFAS ELECTRICAS
T = D p x P f a c + T e x W cons
Termino de potencia
CDH + CR + CE + CI
Termino de energía
Facturación Básica
T:
+
(€)
Recargos o descuentos
Complementos de la facturación básica
Tarifa
Dp : precio del kw facturado (€/kW)
Te : precio del kwh facturado (€/kW-h)
Pfac : potencia facturada (kW)
Wcons : energia consumida (kW-h)
CDH : Complemento por discriminación horaria
CR : Complemento por energía reactiva
CE : Complemento por estacionalidad
CI : Complemento por interrumpibilidad
BOE 28 DE DICIEMBRE DE 2001
(50049)
TARIFAS DE BAJA TENSIÓN (U < 1000 V)
§ 1.0 : consumos monofásicos con p < 770 W
§ 2.0 : p<15 kw /CR si Cos ϕ <0.8 / CDH opcional (tarifa nocturna
T.0)
§ 3.0 : utilización normal / CR / CDH
§ 4.0 : larga utilización
/ CR / CDH
§ B.0 : Alumbrado público / CR
§
R.0 : Riegos agrícolas
/ CR / CDH
TARIFAS ALTA TENSIÓN ( U > 1000 V)
/ CR / CDH /
En todos los casos
/ CI / CE / Aplicables a las tarifas 1., 2., 3. en
determinadas condiciones (no aplicables a tarifas T., R.)
CORTA
MEDIA
LARGA
UTILIZACION UTILIZACION UTILIZACIÓN TRACCION RIEGO
U < 36 KV
1,1
2,1
3,1
T,1
R,1
36 < U < 72,5 KV
1,2
2,2
3,2
T,2
R2
72,5 < U < 145KV
1,3
2,3
3,3
T,3
R,3
145 <U
1,4
2,4
3,4
DETERMINACIÓN DE P fac , Wcons
Wcons :
KW-h totales marcados por contador
Pfac :
Depende de la potencia de contrato y de la potencia
demandada. Se admiten 5 MODOS distintos para determinar
Pfac.
MODO 1:
Pfac = P contrato T. 2.0 (è LIMITADOR DE POTENDIA )
MODO 2:
CON UN MAXIMETRO
Si 0.85 Pcont <Pmaxi <1.05P cont
Si
Pmaxi <0.85P cont
Si 1.05 Pcont <Pmaxi
è P fa c = Pmaxi
è P fac = 0.85 Pcont
è Pfac =Pmaxi + 2 [P maxi - 1.05Pcont]
MODO 3 : Con dos maximetros (Discriminación horaria, dos P cont )
C.D.H.: Tipos 3, 4, 5,
Pfac = P12 + 0.2 (P3 – P 12 )
MODO 4: Con tres maximetros (Discriminación horaria, tres Pcont )
C.D.H.: Tipos 3, 4, 5,
Pfac =P1 +0.5(P 2 -P1 )+0.2(P3 -P2 )
MODO 5: Con tres maximetros (Discriminación horaria temporal, 3 o 6
Pcont)
Estacionalidad
NOTA.:
1:Punta.
2 :LLano,
3: Valle
COMPLEMENTO POR DISCRIMINACIÓN HORARIA
CDH = Tej
∑ Ei 100
Ci
Tej: En alta tensión: Precio del termino de energía (media utilización ) del
nivel de tensión J. En Baja Tensión: tarifa 3.0.
Ei :
Energía consumida durante los periodos horarios i (punta, valle,
llano).
Ci :
Coeficiente de recargo o descuento durante el periodo horario i
TIPOS DE DISCRIMINACIÓN HORARIA
TIPO O : Tarifa nocturna (solo para abonados con tarifa 2.0 )
TIPO 1 : Sin contador de tarifa múltiple
C = + 20 %
TIPO 2 : Con contador de doble tarifa
TIPO 3 : Con contador de tripe tarifa, sin discriminación de sábados y
festivos
TIPO 4:
Con contador de triple tarifa y discriminación de sábados y
festivos
TIPO 5:
discriminación estacional y contador de quintuple tarifa.
CR = (FACTURACIÓN BÁSICA) x (K r /100) (€)
K r (%) = ( 17 / COS 2 ϕ ) – 21
( -4
≤
kr ≤ 47)
CE = (TERMINO DE ENERGIA) x (K E /100)
PENINSULA
Temp. Alta : Noviembre è Febrero.
Temp. Media: Marzo, Abril, Julio, Octubre.
Temp. Baja:
Mayo, Junio, Agosto, Septiembre