Informe - Escuela de Ingeniería Eléctrica

Universidad de Costa Rica
Facultad de Ingenierı́a
Escuela de Ingenierı́a Eléctrica
Mejoramiento del factor de potencia del
ramal trifásico La Palma del circuito de
distribución Fortuna de Coopelesca R.L.
Por:
Ismael Gutierrez Alfaro
Ciudad Universitaria “Rodrigo Facio”, Costa Rica
Julio 2014
Mejoramiento del factor de potencia del
ramal trifásico La Palma del circuito de
distribución Fortuna de Coopelesca R.L.
Por:
Ismael Gutierrez Alfaro
IE-0499 Proyecto eléctrico
Aprobado por el Tribunal:
Ing. Tony Eduardo Delgado
Profesor guı́a
Ing.a Kacerine Carranza Alvarado
Profesor lector
Ing. Juan Ramón Rodriguez
Profesor lector
Resumen
Este trabajo tuvo como fin el mejoramiento del factor de potencia en un
sistema de distribución eléctrica mediante la instalación de un banco de capacitores comnutado, concretamente en el ramal trifásico La Palma del circuito
de distribución Fortuna de Coopelesca R.L., primero se presenta la información necesaria para entender los conceptos de potencia real, aparente y reactiva y ası́ describir todas la implicaciones tanto para la empresa distribuidora,
generador y consumidor del consumo de potencia reactiva, trasiego y generación. También se puede encontrar información obtenida a partir de los dos
estándares principales de IEEE que aplican sobre capacitores de sistemas de
distribución.
La eficiencia energética debe ser un objetivo en toda empresa eléctrica, y
uno de los primero puntos en que se puede disminuir las perdidas eléctricas es
en del trasiego de potencia reactiva; potencia necesaria para el funcionamiento
de todos los equipos eléctricos que necesitan un campo magnético para operar
por lo tanto necesaria pero que no se considera potencia util, trasegar esta
potencia produce perdidas eléctrivas en las linea de distribución. Se presenta
en el capı́tulo 3 la información con la cual se decidió el lugar de la ubicación
del banco de capacitores por ejemplo la curva de demanda ası́ como la guı́a
de pruebas del banco. El capı́tulo 4 trata sobre la instalación propiamente del
banco y la mejora del factor de potencia que se obtuvo, por último se presentan
las conclusiones obtenidas de este trabajo y las recomendaciones para futuros
trabajos.
v
Índice general
Índice de figuras
ix
Índice de cuadros
x
Nomenclatura
xi
1 Introducción
1.1 Alcance del proyecto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.2 Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.3 Metodologı́a . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2 Antecedentes
2.1 Reseña historica de Coopelesca R.L. . . . . .
2.2 Potencia eléctrica . . . . . . . . . . . . . . . .
2.3 Trasiego de potencia reactiva . . . . . . . . .
2.4 Estándares aplicados a bancos de capacitores.
1
2
2
2
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5
5
5
10
22
3 Determinación de la ubicación del banco de capacitores
3.1 Equipos usados para mediciones preliminares. . . . . . . .
3.2 Generalidades sobre el ramal trifásico La Palma. . . . . .
3.3 Curva de demanda del ramal monofásico La Palma. . . .
3.4 Selección de la ubicación del banco de capacitores. . . . .
3.5 Partes del banco de capacitores. . . . . . . . . . . . . . . .
3.6 Pruebas a bancos de capacitores. . . . . . . . . . . . . . .
3.7 Resultados de pruebas del banco de capacitores. . . . . .
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4 Instalación del banco de capacitores.
55
4.1 Materiales utilizados en la instalación del banco de capacitores. 57
4.2 Instalación y resultados del banco de capacitores. . . . . . . . . 57
5 Conclusiones y recomendaciones
61
Bibliografı́a
63
A Datos
65
A.1 Curvas obtenidas entre el 1/3/14 y el 15/3/14 . . . . . . . . . . 65
A.2 Curvas obtenidas entre el 1/4/14 y el 15/4/14 . . . . . . . . . . 65
vii
A.3 Plantilla mantenimiento banco de capacitores . . . . . . . . . .
viii
65
Índice de figuras
2.1
2.2
2.3
2.6
Mapa cobertura distribuidoras del pais.(ICE,2013) . . . . . . . . .
Porcentaje de reducción de pérdidas en la lı́nea de distribución. . .
Porcentaje de kVA recuperados por mejoramiento del factor de
potencia. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Constitució interna de un capacitor marca Cooper.(Cooper Industries,2012) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Conexión sin soldadura entre bloques de aluminio.(Cooper Industries,2012) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Constitución interna de un capacitor.(Cooper Industries,2012) . . .
18
18
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
3.8
3.9
3.10
3.11
3.12
Kit de equipos Varcorder de Sensorlink.(Sensorlink,2012) . . .
Troubleman’s kit de Sensorlink.(Sensorlink,2012) . . . . . . . .
Unifilar del ramal trifásico La Palma.(Coopelesca,2014) . . . .
Unifilar del circuito Fortuna. (Coopelesca,2014) . . . . . . . . .
Valores de corriente obtenidas en el plano 778-09 . . . . . . . .
Poste 778-09 con etiquetas colocadas. . . . . . . . . . . . . . .
Demanda de potencia reactiva en el plano 778-09. . . . . . . .
Demanda de potencia reactiva en el plano 778-51. . . . . . . .
Control de banco de capacitores.(Cooper Industries,2012) . . .
Interruptor para banco de capacitores.(Cooper Industries,2012)
Resultados pruebas sobre banco de capacitor . . . . . . . . . .
Banco de capacitores después de mantenimiento . . . . . . . .
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32
32
34
34
35
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41
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49
53
54
4.1
4.2
4.3
Diseño montaje banco de capacitores.(Coopelesca,2014) . . . . . .
Banco de capacitores instalado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Curva de demanda de potencia reactiva plano 778-08 . . . . . . . .
56
58
59
A.1
A.2
A.3
A.4
A.5
A.6
A.7
A.8
A.9
Valores
Valores
Valores
Valores
Valores
Valores
Valores
Valores
Valores
66
66
67
67
68
68
69
69
70
2.4
2.5
de
de
de
de
de
de
de
de
de
factor de potencia obtenido en el plano 778-09
potencia reactiva obtenidas en el plano 778-09
potencias obtenidas fase A en el plano 778-09 .
potencias obtenidas fase B en el plano 778-09 .
potencias obtenidas fase C en el plano 778-09 .
factor de potencia obtenido en el plano 778-65
potencias obtenidas fase A en el plano 778-65 .
potencias obtenidas fase B en el plano 778-65 .
potencias obtenidas fase C en el plano 778-65 .
ix
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6
12
13
17
A.10 Valores de factor de potencia obtenido en el plano 778-08
A.11 Valores de potencias obtenidas fase A en el plano 778-08 .
A.12 Valores de potencias obtenidas fase B en el plano 778-08 .
A.13 Valores de potencias obtenidas fase C en el plano 778-08 .
A.14 Valores de factor de potencia obtenido en el plano 778-51
A.15 Valores de potencias obtenidas fase A en el plano 778-51 .
A.16 Valores de potencias obtenidas fase B en el plano 778-51 .
A.17 Valores de potencias obtenidas fase C en el plano 778-51 .
A.18 Pruebas a aplicar sobre bancos de capacitores . . . . . . .
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70
71
71
72
72
73
73
74
75
Índice de cuadros
3.1
3.8
3.9
Resumen medición en el plano 778-09 del 1 de marzo al 15 de marzo
del 2014. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Resumen medición en el plano 778-65 del 1 de marzo al 15 de marzo
del 2014. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Ubicación de las etiquetas en el ramal trifásico La Palma. . . . . .
Levantamiento de ramales monofasicos. . . . . . . . . . . . . . . .
Levantamiento de ramales monofasicos (continuacion). . . . . . . .
Resumen medición en el plano 778-09 del 1 de abril al 8 de abril
del 2014. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Resumen medición en el plano 778-51 del 1 de abril al 8 de abril
del 2014. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Factor de potencia calculado en el plano 778-51 . . . . . . . . . . .
Factor de potencia calculado en el plano 778-09 . . . . . . . . . . .
45
46
47
4.1
Comparacion del factor de potencia promedio plano 778-09 . . . .
59
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
x
36
37
40
42
43
44
Nomenclatura
ARESEP
Autoridad reguladora de los servicios públicos.
C
Capacitancia.
CoopelescaR.L. Cooperativa de electrificacı́on rural de San Carlos R.L.
f
Frecuencia
FP
Factor de potencia.
G
Prefijo de giga.
Hz
Unidad de frecuencia.
I
Corriente eléctrica.
ICE
Instituto costarricense de electricidad.
kV A
kilo Volt-Ampere
kV AR
kilo Volt-Ampere resistivo.
kW
kilowatt.
LCD
Pantalla de cristal liquido.
P CB
Policlorobifenilo.
rms
Raı́z media cuadratica
SCADA
Supervisión,control y adquisición de datos.
s
Unidad de segundos
t
Tiempo.
V
Tensión eléctrica, diferencia de potencial.
β
Desplazamiento angular en la tensión.
π
Constante numerica equivalente a 3.141592....
δ
Desplazamiento angular en la corriente.
xi
Ω
Unidad de resistencia Ohm.
ω
Velecidad angulas rad/s.
µ
Prefijo de micro.
xii
1
Introducción
Actualmente existe una marcada tendencia de parte de todas las empresas
eléctricas de disminuir las perdidas eléctricas, esta disminución no solo se realiza con un fin económico sino también ambiental. Desde el punto de vista
económico las empresas de transmisión y distribución pueden penalizar en la
factura eléctrica a los usuarios por tener un bajo factor de potencia ocasionando que el costo del servicio eléctrico para una empresa pueda aumentar
considerablemente y con relación al medio ambiente, la disminución de pérdidas eléctricas disminuye las emisiones de CO2 y de calor hacia la atmosfera,
esto último debido a la disminución del aporte de energı́a a la atmosfera por
efecto Joule.
Las empresas eléctricas tienen una serie de puntos sobre los cuales pueden llegar a aplicar disminución de pérdidas eléctricas, entre algunos se puede
encontrar balance de cargas, sobredimensionamiento de transformadores, trasiego de potencia reactiva y factor de potencia, calibre de conductores, etc.
En los sistemas de distribución eléctrica las pérdidas por trasiego de potencia reactiva pueden llegar a representar un porcentaje elevado de las perdidas
eléctricas, sin dejar de lado una serie de factores perjudiciales que puede provocar como caı́da de tensión, encarecimiento de la factura eléctrica, colapso de
tensión, sobredimensionamiento de equipos entre otros. Por lo anterior, uno
de los primeros puntos a analizar en un programa de disminución de pérdidas
eléctricas es la disminución de demanda de potencia reactiva desde las subestaciones alimentadoras o desde las mismas plantas de generación eléctrica.
La disminución de pérdidas eléctricas genera un uso óptimo de las redes
eléctricas de distribución ası́ como de las plantas de generación, este proyecto
está enfocado en mejora del factor de potencia del ramal trifásico La Palma
del circuito de distribución Fortuna, de la Cooperativa de Electrificación Rural
de San Carlos, Coopelesca R.L., y su consecuente disminución de pérdidas
eléctricas por disminución de trasiego de potencia reactiva.
Finalmente, Coopelesca R.L. como una empresa que impulsa el desarrollo
de la zona norte debe dar el ejemplo en temas de eficiencia energética y medioambientales con el fin de promover buenas prácticas entre sus asociados,
ya que el uso racional de los recursos energéticos es un tema que debe ser analizado por todas las personas y que a la vez deben de buscar el mejoramiento
y optimización del uso de los recursos renovables los cuales son limitados.
1
2
1 Introducción
1.1
Alcance del proyecto
Coopelesca R.L cuenta únicamente con bancos de capacitores para poder controlar la potencia reactiva a través del sistema de distribución, con este proyecto también se genero un procedimiento para determinar la ubicación de
bancos de capacitores en sistemas radiales ası́ como el protocolo de pruebas
de bancos de capacitores.
1.2
Objetivos
Objetivo general
Disminuir mediante la instalación de un banco de capacitores la necesidad (demanda) de potencia reactiva del ramal trifásico La Palma del circuito trifásico
de distribución Fortuna de Coopelesca R.L
Objetivos especı́ficos
Para el desarrollo de este proyecto se establecieron los siguientes objetivos:
• Obtener la curva de demanda del ramal trifásico La Palma.
• Realizar la identificación de fase de los conductores del ramal trifásico
La Palma.
• Establecer y realizar las pruebas sobre un banco de capacitores para
media tensión.
• Realizar la instalacion del banco de capacitores en el ramal trifásico La
Palma.
• Comprobar la disminución de demanda de potencia reactiva del ramal
La Palma.
1.3
Metodologı́a
La metodologı́a empleada para cumplir los objetivos anteriormente planteados
consistió:
• Realizar una investigación bibliográfica mediante libros, páginas web,
manuales, documentos, normas y estándares sobre los efectos del trasiego
de potencia reactiva en los sistemas de distribución eléctrica.
1.3. Metodologı́a
3
• Medición de potencia en el ramal trifásico la Palma mediante el uso de
los equipos Varcorder, con lo que se obtuvo la curva de demanda durante
una semana
• Identificación de los conductores por fase en el ramal trifásico.
• Con la curva de demanda del ramal trifásico se determinó la ubicación del
banco de capacitores ası́ como la programación del control de apertura
y cierre de los interruptores del banco de capacitores.
• Planteamiento y realización de una serie de pruebas a realizar sobre el
banco de capacitores con los equipos disponibles que cuenta la Cooperativa.
• Instalación del banco de capacitores en el lugar de estudio donde se
comprobó el mejoramiento del factor de potencia.
2
Antecedentes
2.1
Reseña historica de Coopelesca R.L.
Coopelesca R.L es la Cooperativa de electrificación rural de San Carlos,
fue fundada el 24 de enero de 1965 pero fue hasta 1969 que empezó con la
distribución de electricidad con una extensión de apenas 269 km y 1065
servicios en un área de cobertura de 4700 km2 . El sistema de distribución
consta de 20 circuitos con un nivel de tensión de 24.9 kV/14.4 kV con
neutro multiaterrizado, estos circuito se alimentan desde 3 subestaciones
propias de la cooperativa (Muelle, Pital y Chilamate) y 4 subestaciones
que pertenecen al ICE (Peñas Blancas, Cuidad Quesada, Toro y Cariblanco). Existe un sistema de subtransmisión en 69 kV el cual enlaza
las tres subestaciones de la cooperativa con el sistema de transmisión
de 230 kV del ICE, ente enlace se realiza mediante transformadores reductores de 230 kV a 69 kV, existen dos puntos de unión con el sistema
230 kV, el primero es en la subestación de Peñas Blancas y el otro en
la subestación de Marsella. La Cooperativa posee 5 plantas hidroeléctricas, tres están ubicadas en el complejo hidroeléctrico Chocosuela, la
cuarta es la planta hidroeléctrica La Esperanza, estas cuatro plantas están conectadas al sistema de distribución, mientras que la última planta
hidroeléctrica Cubujuqui está conectada al sistema de subtransmisión.
(Coopelesca,2014).
2.2
Potencia eléctrica
Segun (Glover,2008) la potencia electrica es la razón de cambio de la
energı́a con respecto al tiempo. La unidad de potencia es el Watt, que es
igual a un joule por segundo. En lugar de decir que una carga absorbe
energı́a a una razón dada de potencia, es más común decir que una
carga absorbe potencia. La potencia instantánea en watt absorbida por
una carga eléctrica es el producto de la tensión instantánea entre los
extremos de la carga en volts, y la corriente instantánea hacia la carga
en amperes. Ası́ la ecuación para la potencia instantánea es:
P (t) = V (t)I(t),
5
(2.1)
6
2 Antecedentes
Figura 2.1: Mapa cobertura distribuidoras del pais.(ICE,2013)
Cuando la excitación es del tipo cosenosoidal, se obtiene una corriente
cosenosoidal de la misma frecuencia pero con un posible desplazamiento.
v(t) = Vmax cos(ωt),
(2.2)
i(t) = Imax cos(ωt + δ),
(2.3)
Por lo que se si se realiza el producto de la tensión instantánea por la
corriente instantánea se obtiene:
p(t) = Vmax Imax cos(ωt)cos(ωt + δ),
(2.4)
Utilizando identidades trigonométricas se llega a:
p(t) =
Vmax Imax
Vmax Imax
cos(δ) +
cos(2ωt + δ),
2
2
(2.5)
El primer término de la ecuación (2.5)no es una función del tiempo sino
del desplazamiento angular entre la tensión y la corriente que circula
por el elemento, mientras que el segundo término presenta una variación en el doble de la frecuencia original aplicada. Debido a que este
segundo término es una función senosoidal, estas ondas presentan un
valor promedio de cero, ya que durante un semiciclo presenta valores
positivos y en el semiciclo siguiente presenta valores negativos, se puede
sugerir entonces que la potencia promedio (activa) corresponde solo al
primer término de la ecuación pero para asegurar esto se debe calcular
la potencia promedio de formas de ondas periódicas.
2.2. Potencia eléctrica
7
Potencia promedio o activa
Cuando se hace referencia al valor promedio de la potencia instantánea,se
debe definir con claridad el intervalo durante el cual se lleva a cabo el
proceso de promedio, se debe elegir un intervalo general de t1 hasta t2 ,
ası́ se podrá obtener el valor promedio al integrar p(t) desde t1 hasta t2
y dividir el resultado entre el intervalo t2 - t1 , de modo que se tiene la
siguiente ecuación:
1
P =
t2 − t1
Z
t2
p(t)dt,
(2.6)
t1
El valor promedio P se denota en mayúscula, ya que no es dependiente
de tiempo, aunque P no es función de t1 y t2 ,los dos instantes definen
el intervalo de integración, esta dependencia de P se expresa de manera
simple cuando p(t) es una función periódica ya que se toma t2 = t1 +
T, donde T es el periodo de la función, ası́ la ecuación de la potencia
promedio se convierte en:
1
P =
T
Z
t1 +T
p(t)dt,
(2.7)
t1
Potencia promedio o activa en estado senosoidal
Para obtener la potencia promedio, se necesita definir tanto una tensión como una corriente, para que el resultado sea generalizado tanto la
tensión como la corriente presentan un desplazamiento angular, si β corresponde al desplazamiento de la tension y δ al desplazamiento angular
de la corriente entonces (2.5) se convierte en
p(t) =
Vmax Imax
Vmax Imax
cos(β − δ) +
cos(2ωt + β + δ),
2
2
(2.8)
Si se calcula el valor promedio de la potencia como se expuso anteriormente sobre el periodo de la función en (2.8)obtiene
p(t) =
Vmax Imax
cos(β − δ),
2
(2.9)
Por lo que la potencia promedio solo depende de las amplitudes de las
ondas de corriente y de tensión y de la diferencia de los desplazamientos
angulares. Si se sustituye el valor de amplitud por el valor rms se obtiene
una forma más simplificada para la expresión de la potencia:
8
2 Antecedentes
p(t) = Vrms Irms cos(β − δ),
(2.10)
Potencia aparente y factor de potencia
Si se aplicara simplemente corriente DC, la potencia promedio entregada
al elemento será simplemente el producto de la tensión y la corriente,
al aplicar esto al corrientes AC, se debe obtener el valor de la potencia
absorbida que está dada “aparentemente” por Vrms Irms ;sin embargo,
este producto no es la potencia promedio, por lo que se define como la
potencia aparente,dimensionalmente son iguales,debido a que el termino
cos(β-δ) es adimensional, pero para eliminar confusiones se utiliza el
término volt-amperes o VA a esta potencia. Ya que el término cos(β-δ) no
puede ser mayor que la unidad, se puede concluir que la potencia activa o
real no puede ser superior que la potencia aparente.La proporción entre
la potencia real y la potencia aparente se conoce con el nombre de factor
de potencia y se simboliza como FP.
FP =
potenciareal
P
=
= cos(β − δ),
potenciaaparente
Vrms Irms
(2.11)
El factor de potencia es una medida de la eficiencia del uso de la potencia
aparente, ya que un valor de FP=1, quiere decir que toda la potencia
aparente es potencia real, lo que quiere decir es que se convierte en
trabajo, mientras que un FP=0, quiere decir que no hay potencia real
aunque se está usando una cierta cantidad de potencia aparente. En
general se busca de que el factor de potencia sea lo más cercano a uno,
el motivo de esto se expone más adelante en el capitulo.
Potencia compleja.
Para analizar de manera más profunda el significado de las diferentes
potencia, estas se deben de considerar como una cantidad compleja, en
donde la magnitud de la potencia compleja corresponde al termino de la
potencia aparente, y la parte real de la potencia compleja es la potencia promedio real, la otra cantidad, la parte imaginaria de la potencia
compleja, se llama potencia reactiva; al representar a (2.10) en forma
compleja utilizando la identidad de Euler se obtiene entonces:
P = Vrms Irms (ej(β−δ) ),
(2.12)
∗
P = Re(Vrms Irms
),
(2.13)
Entonces
2.2. Potencia eléctrica
9
∗
Donde Irms
es el conjugado complejo de Irms con lo que entonces la
potencia compleja se puede expresar como:
∗
S = (Vrms Irms
),
(2.14)
La ecuacı́on (2.10) se representa en el plano complejo como:
S = P + jQ,
(2.15)
Donde P es la potencia promedio activa que ya se habı́a calculado anteriormente, y la parte imaginaria que se simboliza con Q se denomina
potencia reactiva. Dimensionalmente todas las potencias tienen las mismas unidades, pero para evitar confusiones con las otras cantidades se
utiliza para la potencia reactiva la unidad de volt-ampere reactivo o
VAR, la potencia Q queda entonces definida de la siguiente manera:
Q = Vrms Irms sin(β − δ),
(2.16)
Cualquier elemento que difiera de un FP = 1, consume o genera potencia
reactiva, ya que un FP distinto de uno quiere decir que dentro de la
potencia aparente existe una componente imaginario de potencia, o lo
que es lo mismo existe potencia reactiva.
Tipos de carga
Existen tres tipos posibles de carga eléctricas pasivas, resistiva, inductiva y capacitiva, cualquier carga existente es una combinación de los
tres tipos de carga aquı́ descritos, realmente las componentes resistiva,
inductiva y capacitiva siempre estan presenten pero se manifiestan en
mayor o menor medida, por ejemplo una linea de transmisión eléctrica
dependiendo de su distacia en ciertos análisis se puede o no obviar la
componenete capacitiva, pero en una linea muy larga, la componente
capacitiva es un elemento a considerar.
Carga del tipo resistiva
En el caso de una carga que sea puramente resistiva, la corriente está
en fase con la tensión por lo que no se presenta un desplazamiento entre
ambos vectores, esto hace que el FP sea igual a 1, con lo que una resistencia no demanda potencia reactiva, sino solo real o activa, este es el
tipo de carga ideal ya que no demanda potencia reactiva.
10
2 Antecedentes
Carga del tipo inductiva
En el caso de una carga que es puramente inductiva, la corriente va
detrás de la tensión en 90◦ , para este caso la potencia real es cero ya que
la diferencia de desplazamiento del término coseno es noventa grados
, ası́ ya se puede definir que el valor del FP de una carga puramente
inductiva es 0, pero no hay que dejar de lado la potencia reactiva, ya
que el componente seno tiene un valor de uno, por lo que una carga
inductiva demanda exclusivamente potencia reactiva positiva. Cuando se
tienen circuitos mixtos con caracterı́stica resistiva-inductiva, el factor de
potencia se encontrara entre cero y uno, esto produce que se demanden
de los tipos de potencia, real e imaginaria, para un caso de estos se
dice que el factor de potencia se encuentra en atraso. Todos los circuitos
de magnetización como transformadores, motores y las lı́neas eléctricas
presentan una componente inductiva por lo que demandan este tipo de
potencia.
Carga del tipo capacitiva
La cargas capacitivas puras, presentan un adelanto en el fasor de corriente respecto al fasor de tensión, al igual que en el caso de la puramente
inductiva, el término coseno se vuelve cero y el FP se vuelve cero; por lo
que la carga capacitiva pura no demanda potencia real, pero el término
seno se vuelve negativo, por lo que demandan potencia reactiva negativa, esto equivale a decir que el capacitor entrega potencia reactiva. En
un circuito mixto, resistivo-capacitivo, el factor de potencia se encuentra
entre 0 y 1, pero se dice que está en adelanto para hacer referencia al
igual que en el caso anterior a el desplazamiento respecto al fasor de la
tensión.
2.3
Trasiego de potencia reactiva
Las cargas industriales desde el punto de vista eléctrico son de carácter
reactivo a causa de la presencia principalmente de equipos de refrigeración, motores, etc; este carácter reactivo obliga que junto al consumo de
potencia activa se sume el de la potencia reactiva, las cuales en conjunto determinan el comportamiento operacional de dichos equipos. Esta
potencia reactiva es suministrada tradicionalmente por la empresa eléctrica, aunque también puede ser suministrada por la propia industria.
2.3. Trasiego de potencia reactiva
11
Efectos de un bajo factor de potencia
Cuanto más bajo sea el factor de potencia, mayor potencia aparente
y mayor intensidad de corriente se debe proporcionar a la carga, para entregar una misma potencia activa, por lo que se tiene una serie
de consecuencias negativas tanto para la empresa distribuidora como
para el cliente, estas consecuencias son enumeradas a continuación (Eaton,2010):
Efectos negativos para la empresa eléctrica:
– Debe tener una mayor capacidad de generación de potencia aparente (kVA).
– Debe sobredimensionar las lı́neas de distribución y los transformadores correspondientes.
– Al aumentar la intensidad de la corriente, aumentan las caı́das de
tensión, lo que genera complicación en la regulación de la tensión,
dando problemas de estabilidad de red.
– Perdidas de potencia, como consecuencia de una intensidad elevada,
proporcionales a la intensidad al cuadrado por la resistencia de
la lı́nea, por lo que se puede generar calentamiento excesivo en
los conductores, con consecuencias negativas en la vida útil de los
conductores y los equipos o dispositivos que estén conectados a la
lı́neas.
Efectos negativos para el consumidor, cliente o abonado.
– En una menor medida respecto a la empresa distribuidora, sufrirá
también caı́das de tensión y perdidas de potencia en los conductores, como consecuencia de la intensidad elevada.
– Aumento en la factura de electricidad en función de la tarifa contratada, por consumo de potencia reactiva.
– En el caso de tener transformadores propios, existirán sobredimensionamiento o sobrecargas.
– Al ser suministrada por la empresa eléctrica deberá ser producida
y transportada por las redes, ocasionando necesidades de inversión
en capacidades mayores de los equipos y redes de transmisión y
distribución.
Una de las principales ventajas de aumentar el factor de potencia
es la disminución de pérdidas en las lı́neas de distribución, si se
define K como el factor de reducción de pérdidas, cuando se pasa
de factor de potencia f p1 a un nuevo factor de potencia f p2 se tiene
entonces:
12
2 Antecedentes
Figura 2.2: Porcentaje de reducción de pérdidas en la lı́nea de distribución.
"
K = 1−
f p1
f p2
2 #
∗ 100 %,
(2.17)
Como se puede apreciar en la figura 2.2 una mayor mejora del factor
de potencia respecto al factor de potencia inicial se traduce en una
mayor reducción de pérdidas, en el caso de que se logre alcanzar un
factor de potencia igual a uno, la sección de la lı́nea de distribución
que posea dicho factor de potencia no tendrá pérdidas debido a corrientes del tipo reactivo, y las perdidas estarán únicamente ligadas
a la componente real de la carga. Cuando se realiza una mejora del
factor de potencia en transformadores tanto de distribución como
de potencia, se presenta una liberación de potencia aparente, esta
potencia aparente liberada se considera como una potencia extra
aprovechable manteniendo la misma potencia activa.
kV A = kW
1
1
−
f p1 f p2
,
(2.18)
La figura 2.3 presenta la variacion de perdidas para 4 factores de
potencia distintos respecto a un factor de potencia inicial, se destaca
se tiene menor reduccion de perdidas cuando se hace la misma
2.3. Trasiego de potencia reactiva
13
Figura 2.3: Porcentaje de kVA recuperados por mejoramiento del factor de
potencia.
variacion de factor de potencia entre dos valores altos que entre
dos valores bajos.
Control de tensión y potencia reactiva
Para una operación eficiente y confiable de un sistema de potencia
(Echavarren,2006), el control de la tensión y la potencia reactiva
deben satisfacer los siguientes objetivos:
∗ Las tensiones en las terminales de todos los equipos en el sistema están dentro de lı́mites aceptables los cuales son definidos
por la empresa eléctrica o por algún ente a nivel nacional, en
el caso de Costa Rica estos valores son definidos por la Aresep;
tanto los equipos de la empresa eléctrica como los del consumidor son diseñados para operar a un cierto rango de tensión
nominal. La operación prolongada de los equipos fuera de este
rango puede causar efectos adversos en su desempeño y posiblemente causar daño.
∗ La estabilidad del sistema es aumentada para maximizar la
utilización del sistema de transmisión, el control de la poten-
14
2 Antecedentes
cia reactiva y la tensión tiene un impacto significante en la
estabilidad del sistema.
∗ El flujo de potencia reactiva es minimizado para reducir pérdidas I 2 R y I 2 X a un mı́nimo práctico, esto asegura que el sistema de transmisión opera eficientemente, principalmente para
la transferencia de potencia reactiva.
∗ Existe un problema de mantener las tensiones dentro de los
lı́mites requeridos; esto es complicado por el hecho de que el
sistema eléctrico suple potencia a un vasto numero de cargas
y son alimentadas desde varias unidades de generación. Como
las cargas varı́an, los requerimientos de potencia reactiva varı́an también. Debido a que la potencia reactiva no puede ser
transmitida por grandes distancias, el control de tensión ha de
ser efectuado por el uso de dispositivos especiales dispersos a
través del sistema eléctrico, esto en contraste con el control
de la frecuencia el cual depende del balance completo de la
potencia activa en el sistema.
Producción y absorción de potencia reactiva.
Los generadores sincrónicos (Brunello,2003) pueden generar o absorber potencia reactiva dependiendo de la excitación, cuando son
sobreexcitados ellos suplen potencia reactiva y cuando son subexcitados ellos absorben potencia reactiva. La capacidad de continuamente suplir o absorber potencia reactiva es, sin embargo, limitada
por la corriente de campo, la corriente de armadura, y la región
terminal de recalentamiento. Los generadores sincrónicos son normalmente equipados con un equipo con reguladores automáticos de
tensión los cuales continuamente ajustan la excitación ası́ como el
control de tensión de armadura. Las lı́neas de transmisión aéreas,
dependiendo de la corriente de carga, pueden absorber o entregar
potencia reactiva. A cargas por debajo de la carga natural (impedancia surge), las lı́neas producen una potencia reactiva neta; a
cargas por encima de la carga natural, las lı́neas absorben potencia reactiva. Los cables subterráneos, debido a su alta capacitancia,
poseen una alta carga natural, ellos siempre son cargados por debajo de su carga natural, y entonces generan potencia reactiva bajo
todas las condiciones de operación. Los transformadores, siempre
absorben potencia reactiva independientemente de su carga, sin carga, la reactancia de magnetización afecta predominantemente, y a
plena carga la inductancia de acoplamiento en seria afecta predominantemente. Las cargas, normalmente absorben potencia reactiva.
2.3. Trasiego de potencia reactiva
15
Una barra tı́pica para un sistema de potencia está compuesta de un
gran número de dispositivos, La composición cambia dependiendo
del dı́a, la estación y las condiciones climáticas; tanto la potencia
activa como la reactiva de una carga varı́an como una función de la
magnitud de la tensión. Cargas con factor de potencia bajo en atraso causa una excesiva caı́da de tensión en la red de distribución y en
algunos casos no es económicamente viable suplir bajos factores de
potencia debido a que pueden generar inoperatividad del sistema
(colapso de tensión). Dispositivos de compensación son usualmente
agregados para suplir (capacitores) o absorber (reactores) potencia
reactiva y de este modo controlar el balance de potencia reactiva
en una manera adecuada. En sistemas de distribución es común
el uso de bancos de capacitores como una forma de compensar la
demanda de potencia reactiva por parte de un circuito.
Métodos de control de tensión
El control de los niveles de tensión está acompañado del control
de la producción, absorción y flujo de potencia reactiva a todos los
niveles en el sistema, las unidades de generación proveen los medios
básicos de control de tensión, los reguladores automáticos de tensión
controlan la excitación de campo para mantener el nivel de tensión
programado en las terminales del generador. Medios adicionales
son usualmente requeridos para controlar la tensión a través del
sistema. Los dispositivos empleados para este propósito pueden ser
clasificados de la siguiente manera:
∗ Fuentes o sumideros de potencia reactiva, tales como capacitores shunt, reactores shunt, condensadores sincrónicos y compensadores estáticos de VAR (SVC).
∗ Compensadores de reactancia en lı́nea, tales como capacitores
en serie.
∗ Transformadores reguladores, tales como transformadores con
cambiadores de tomas (reguladores de tensión), y boosters.
∗ Los capacitores shunt, reactores y capacitores en serie provocan
una compensación pasiva, ellos contribuyen al control de la
tensión por la modificación de las caracterı́sticas de la red.
∗ Los condensadores sincrónicos y los SVC proveen una compensación activa, la potencia activa absorbida/producida es entonces automáticamente ajustada para de este modo mantener la
tensión en las barras donde ellos están conectados. Todos juntos con las unidades de generación, establecen las tensiones en
16
2 Antecedentes
puntos especı́ficos del sistema. Las tensiones en otras ubicaciones en el sistema son determinados por los flujos de potencia
activa y reactiva a través de varios elementos del circuito, incluyendo los dispositivos de compensación activa.
El siguiente apartado hace énfasis exclusivamente en los capacitores
Shunt.
Capacitores shunt
Los capacitores Shunt suplen potencia reactiva y aumentan la tensión local como consecuencia de la disminución de la corriente reactiva en la lı́nea, ellos son usados a través del sistema y son aplicados
en un variado rango de tamaños. Los primeros capacitores shunt
fueron usados a mediados de la década de 1910 para la corrección
del factor de potencia. Los primeros capacitores empleaban aceite
como dieléctrico. Debido a su tamaño, peso, y alto costo, en ese
momento fue limitado. En la década de 1930 la introducción de
los materiales dieléctricos y otras mejoras en la construcción de
capacitores permitió una considerable reducción en el peso y tamaño. Actualmente son un medio muy económico de suplir potencia
reactiva. La principal ventaja de los capacitores shunt son su bajo
costo, la flexibilidad de instalación y operación; como se menciono
pueden ser fácilmente aplicados en varios puntos de la red, ası́ se
contribuye con la eficiencia de la transmisión y distribución de potencia. Existe la desventaja de que el valor de potencia reactiva de
un banco de capacitores shunt es proporcional al cuadrado de la
tensión, en consecuencia la potencia reactiva de salida es reducida
a tensiones bajas cuando es deseable que entreguen más potencia
reactiva.
Construcción de capacitor
Los capacitores utilizados en Coopelesca R.L. son de la marca
Cooper Industries, especı́ficamente los modelos CEP428M5 y CEP427M30,
la diferencia radica en que el primer modelo es de doble bushing
mientras que el segundo es solo de un bushing. Internamente el capacitor contiene una serie de hojas de aluminio y entre las hojas
de aluminio una capa de polipropileno, todo esto sumergido en un
lı́quido dieléctrico. En 1971 Cooper rediseñó la forma en que eran
construidos los capacitores construyendo capacitores sin soldaduras
en las hojas de aluminio, este diseño básicamente se convirtió en el
estándar de la industria; la ventaja del uso de capacitores sin sol-
2.3. Trasiego de potencia reactiva
17
Figura 2.4: Constitució interna de un capacitor marca Cooper.(Cooper Industries,2012)
dadura la confiabilidad de la conexión de baja resistencia entre los
paquetes de hojas de aluminio con lo que se aumenta el desempeño,
la vida del equipo y se disminuyeron las pérdidas.
La forma en que son construidos los capacitores y los materiales
usados permiten una disminución en los esfuerzos eléctricos sobre
las partes internas del capacitor; además la distribución uniforme
de tensión y densidad de corriente dentro del dieléctrico resultan en
una capacidad superior para soportar transientes. El liquido dieléctrico usado en los capacitores no contiene PCB por lo cual en caso
de derrame no presenta una amenaza para el medio ambiente.
Aplicaciones de capacitores shunt en sistemas de
distribución.
Los capacitores shunt son usados extensivamente en sistemas de
distribución para la corrección del factor de potencia y control de
la tensión de los alimentadores, los capacitores de distribución son
usualmente conmutables por medios automáticos respondiendo a
un simple reloj, o a un relé que tiene la capacidad de medir tensión
o corriente.
El objetivo de la corrección del factor de potencia es proveer la
18
2 Antecedentes
Figura 2.5: Conexión sin soldadura entre bloques de aluminio.(Cooper Industries,2012)
Figura 2.6: Constitución interna de un capacitor.(Cooper Industries,2012)
2.3. Trasiego de potencia reactiva
19
potencia reactiva cerca del punto donde esta va a ser consumida,
los bancos de capacitores de baja tensión son usados para grandes
consumidores y los bancos de media tensión son usados en subestaciones. En el caso de los bancos de capacitores fijos están conectados
permanentemente al sistema, siendo tratados como fuentes constantes de potencia reactiva, su ubicación y tamaño se determina para
el nivel de demanda base.
También se tienen los bancos de capacitores automáticos cuya función es proporcionar diferentes niveles de potencia reactiva al sistema para poder compensar la deficiencia de potencia reactiva en los
periodos de demanda media y punta. La entrada o salida de potencia reactiva puede ser controlada por variables como la demanda
de potencia reactiva, el nivel de tensión, la hora, el dı́a o incluso
una combinación de éstas.
Ubicación de los bancos de capacitores
Debido a todos los beneficios que presenta la instalación de un
banco de capacitores, la ubicación de los mismos, juega un papel
importante en la planificación y operación de los sistemas de distribución, debido a que implican una inversión y se debe proceder
de una manera optima para obtener el mayor beneficio, ası́ la ubicación optima de capacitores ha sido formulada como un problema
de optimización donde la mayorı́a de técnicas convencionales son
incapaces de resolver el problema ya que es un problema combinatorio muy complejo por la cantidad de posibilidad y variables que
se pueden presentar. La localización de capacitores ha sido resuelta
haciendo uso de diferentes técnicas y métodos, que van desde los
más elementales y de fácil implementación, hasta los más complejos,
los métodos de solución al problema de localización de capacitores
se pueden clasificar de la siguiente manera:
∗ Métodos heurı́sticos: Son métodos basados en técnicas de búsqueda heurı́stica. La aplicación de estos métodos ha sido de
gran importancia en la localización de bancos de capacitores
para minimización de pérdidas. Se caracterizan por su fácil
entendimiento e implementación, sin embargo los resultados
obtenidos en algunos casos no terminan siendo lo más óptimos.
∗ Métodos basados en inteligencia artificial: Estos métodos se caracterizan por su poder de resolver el problema de localización
de bancos de capacitores de manera óptima, están basados en
las diferentes aéreas de la inteligencia artificial; algunos ejemplos de estos métodos son:
20
2 Antecedentes
· Algoritmos genéticos: Estos métodos desarrollan una búsqueda selectiva basada en algoritmos con evolución biológica, los cuales centralizan su búsqueda hacia una solución
optima, por medio de codificación, combinación y operaciones de mutación sobre ellos para generar un mejor conjunto
de parámetros ya codificados.
· Redes neuronales: Son usados para establecer relaciones no
lineales entre entradas y salidas. Su estructura consiste básicamente de tres tipos de capas: una de entrada, una o
más capas ocultas y una salida. Una vez que la red ha sido
entrada, puede proporcionar resultados muy rápidos ante
un conjunto de entradas determinado.
∗ Regla de los 2/3: Esta regla es aplicada solamente en situaciones en las cuales la carga reactiva en el alimentador es continua
y uniformemente distribuida. La mayorı́a de los alimentadores
no tienen una distribución uniforme de cargas reactivas, ası́ que
la regla de los 2/3 no es aplicable completamente.
∗ Método grafico: Aplica el concepto de minimización de reactivos por unidad de longitud, puede ser usado para desarrollar
pautas en situación tı́picas de cargas no uniformes. Es un mecanismo muy utilizado para ilustrar las bases de los efectos de
la compensación, y definir recomendaciones de “primer orden”,
al igual que la regla de los 2/3, sin embargo en ambos casos un
número de factores importantes no son considerados, como los
son los siguientes:
· Flujo de potencia compleja
· Impedancia de la lı́nea
· Carga discontinua
· Economı́a
Estabilidad de potencia
La estabilidad de un sistema de potencia (Gonzales,2008) puede
ser ampliamente definida como aquella propiedad de un sistema de
potencia que permite a este mantenerse en un estado de operación
equilibrado bajo condiciones normales y recuperar un estado de
potencia aceptable de equilibrio luego de ser sujeto a una perturbación. La inestabilidad de un sistema de potencia se puede manifestar
en diferentes maneras dependiendo de la configuración y modo de
operación. Tradicionalmente el problema de la estabilidad ha sido
el mantenimiento de la operación sincronizada. Desde que los sis-
2.3. Trasiego de potencia reactiva
21
temas de potencia confiaron en las maquinas sincrónicas para la
generación de electricidad, una condición necesaria para la operación satisfactoria es que todas las maquinas sincrónicas mantengan
el sincronismo, este aspecto de la estabilidad es influenciado por
la dinámica de los ángulos de los rotores y las relaciones potenciaángulo.
Pero la inestabilidad también puede ser encontrada sin la perdida
de sincronismo. Por ejemplo un sistema consistente en un generador
sincrónico alimentando una carga de motor de inducción a través
de una lı́nea de transmisión puede transformarse inestable por el
colapso de tensión de la carga, mantener el sincronismo no es una
cuestión en este caso especı́fico, sino mantener la estabilidad y el
control de la tensión. En la evaluación de la estabilidad el interés es
el comportamiento del sistema cuando es sujeto a una perturbación
transitoria. La perturbación puede ser pequeña o grande. Las perturbaciones pequeñas en la forma de cambios de carga tienen lugar
continuamente, y el sistema se ajusta por sı́ mismo a las condiciones
cambiantes, el sistema debe ser capaz de operar satisfactoriamente
bajo esas condiciones y de sobrevivir a numerosas perturbaciones
de una naturaleza severa, tales como cortocircuitos en una lı́nea
de transmisión o de distribución, perdida de un generador de gran
tamaño, perdida de una carga de gran tamaño o la perdida de una
lı́nea de interconexión entre dos subestaciones.
Hay que recordar que la respuesta del sistema eléctrico a una perturbación involucra mucho el equipo, ya que un cortocircuito en un
elemento crı́tico, seguido por el despeje de los relés de protección
causando variaciones en la potencia transferida, velocidad del rotor
de la máquina, y tensiones en las barras. Durante las variaciones de
tensión actúa el regulador de tensión del generador, para contrarrestar las variaciones de velocidad actúa el gobernador del pri-motor,
además, los dispositivos empleados para proteger los equipos individuales pueden responder a las variaciones del sistema, afectando
también el comportamiento del sistema eléctrico. Se puede realizar
toda una investigación respecto a la estabilidad transitoria del ángulo rotatorio, pero este tema está fuera del alcance de los objetivos,
ya que esta estabilidad esta relaciona con la potencia activa.
Estabilidad de tensión y colapso de tensión.
La estabilidad de tensión es la habilidad de un sistema eléctrico de
mantener tensiones estables aceptables en todas las barras del sistema bajo condiciones operativas normales y después de ser sujeto
22
2 Antecedentes
a una perturbación. Un sistema entra en un estado de inestabilidad
de tensión cuando una perturbación (por ejemplo aumento repentino de potencia reactiva demanda), o un cambio en las condiciones
del sistema causa una progresiva e incontrolable caı́da de tensión,
siendo el principal factor causante de la inestabilidad en los sistemas es satisfacer la exigencia de la demanda de potencia reactiva.
El núcleo del problema es usualmente la caı́da de tensión que ocurre
cuando la potencia activa y reactiva fluye a través de reactancias
inductivas asociadas con las redes de transmisión y distribución.
Un criterio para la estabilidad de tensión es que a una condición
operativa para cada barra en el sistema, la magnitud de tensión
de la barra se incrementa con la inyección de potencia reactiva en
la misma barra que es incrementada. Un sistema es inestable en
tensión si, por al menos una barra en el sistema, la magnitud de
la tensión de la barra decrece con la inyección de potencia reactiva
cuando esta es incrementada, en otras palabras, un sistema es estable en tensión, si la sensibilidad V-Q es positiva para cada barra y
es inestable en tensión si la sensibilidad V-Q es negativa al menos
en una barra.
2.4 Estándares aplicados a bancos de
capacitores.
Esta sección describe los dos principales estándares de IEEE que
se aplican sobre capacitores, el primero IEEE18-1992 es el estándar
que describe las caracterı́sticas funcionales mı́nimas que soportan
los capacitores ası́ como las pruebas en fabrica para verificar dichos
datos, en el caso del segundo IEEE 1036-1992 es más una guı́a para
la aplicación de los bancos de capacitores y las consideraciones a
tomar en cuenta.
IEEE 18-1992 Estándar para Capacitores Shunt
Esta parte del proyecto es una revisión del estándar IEEE 18-1992
(IEEE,1992), la sección primera nos da un vistazo sobre los rangos
de tensiones sobre los cuales aplica la norma, las frecuencias. La sección dos presenta otros estándares que se deben usar en conjunto
con el estándar 18-1992. La sección tres tiene una serie de definiciones que aplican en el presente estándar. En la cuarta sección se
tienen dos apartados únicamente; en el primero se encuentra la lista
de las condiciones que se deben cumplir para que el capacitor este
2.4. Estándares aplicados a bancos de capacitores.
23
bajo un servicio normal, en la segunda parte de la sección cuatro
se enumeran las condiciones que hacen que un capacitor opere bajo
una condición de servicio anormal. La quinta sección esta divida en
8 partes, esta sección contiene información importante que se debe
considerar al momento de adquirir un capacitor, en la primera parte de la sección cinco se establece los ı́ndices para los capacitores
los cuales son:
∗
∗
∗
∗
∗
Tensión, rms (terminal-terminal).
Clase de aislamiento terminal – carcasa (o tierra).
Potencia reactiva.
Numero de fases.
Frecuencia.
La segunda parte de la sección es acerca de la tolerancia de la
capacitancia, básicamente indica que la capacitancia de la unidad
no deberá variar más que entre un 0 % a un 10 % del valor nominal
basado en los kVAR nominales, tensión y frecuencia, medida a 25
◦ C uniforme sobre la carcasa y el interior del capacitor.
La tercera parte de la sección cinco, da las caracterı́sticas que deben
presentar los capacitores respecto a la máxima tensión continua,
máxima corriente y máxima potencia reactiva, ya que los capacitores están destinados a operar en o bajo la tensión nominal, pero
serán capaces de operar continuamente bajo una contingencia del
sistema siempre y cuando ninguna de las siguientes limitaciones sea
excedida:
∗ 100 % de la tensión nominal rms.
∗ 120 % de pico nominal de tensión.
∗ 135 % de la corriente nominal rms basado en los kVAR nominales y la tensión nominal.
∗ 135 % de los kVAR nominales.
Las demás partes de la sección cinco aportan poca información
acerca de las caracterı́sticas de que deben tener los capacitores,
por lo que no se entrará en detalle. La sección seis está enfocada
en caracterı́sticas de fabricación como por ejemplo la selección del
BIL a partir de la tensión nominal, tamaño de las terminales (conectores) ası́ como información que se debe proveer en la placa de
caracterı́sticas, la cual es:
∗ Nombre del fabricante
∗ Numero de serial único
∗ Modelo, estilo o numero de catalogo del fabricante
24
2 Antecedentes
∗
∗
∗
∗
∗
∗
∗
∗
Año de la fabricación
Potencia reactiva nominal
Tensión nominal, rms
Numero de fases
Frecuencia nominal
BIL (si es aplicable)
Clasificación de flamabilidad y volumen del fluido aislante
Declaración que el capacitor tiene un dispositivo de descarga
interna.
La sección siete presenta de las pruebas que deben realizar los fabricantes sobre los capacitores, se presentan pruebas de producción
y pruebas de diseño las cuales consisten en el caso de producción a:
∗
∗
∗
∗
∗
Prueba de sobretensión temporal.
Pruebas de capacitancia.
Prueba de fugas.
Prueba de resistencia de descarga.
Prueba de pérdidas eléctricas.
Y en el caso de las pruebas de diseño:
∗
∗
∗
∗
∗
∗
Prueba de soporte de impulsos.
Pruebas sobre los bushing.
Prueba de estabilidad térmica.
Prueba de radio interferencia.
Prueba de descarga de tensión.
Prueba de descarga de cortocircuito.
IEEE 1036-1992 Guı́a para Aplicación de Capacitores
Shunt de Potencia.
La primera sección del estándar (IEEE)es sobre referencias a otros
estándares asociados a la aplicación de IEEE 1036-1992, ası́ como
definiciones de términos que se usan a lo largo del estándar. La
segunda sección “propósito de los capacitores shunt”, presenta las
ventajas que se generan a la hora de utilizar capacitores tales como
el soporte de potencia reactiva, control de la tensión, incremento
de la capacidad del sistema, reducción de pérdidas en el sistema de
potencia y reducción de cargos de facturación. La tercera sección
es un resumen de IEEE 18-2002 sobre las caracterizas de operación
y las tolerancias de los capacitores.
2.4. Estándares aplicados a bancos de capacitores.
25
La cuarta sección trata de la aplicación de los capacitores en las
lı́neas de distribución, estos podrı́an estar ubicados es estructuras
en los postes, tipo pedestal e inclusive sumergibles; en el caso de
los tipo subestación son tratados en la sección seis. Los bancos de
capacitores pueden estar conectados en estrella aterrizada, estrella
flotante o en una configuración delta, debido a que generalmente
los bancos de capacitores se localizan cerca de la carga, representan
una forma muy efectiva para suplir los requerimientos de potencia
reactiva mientras se minimiza las perdidas del sistema. En las lı́neas
de distribución se pueden tener dos tipos de bancos de capacitores,
conmutables o fijos, la escogencia de cual tipo se debe usar puede
ser considerando las siguientes pautas:
∗ Bancos de capacitores fijos son diseñados para la condición de
mı́nima carga reactiva.
∗ Bancos de capacitores conmutados son diseñados para niveles
de demanda arriba de la condición de mı́nima carga hasta el
pico de carga.
La sección 4.1 presenta algunas consideraciones al momento de determinar la localización del banco de capacitores, los cuales se deberı́an de colocar donde se produzca la máxima reducción de pérdidas,
provean los máximos beneficios en tensión y tan cerca de la carga
como sea posible; cuando las recomendaciones anteriores no sean
practicas, existen muchas “reglas al dedo” que han sido utilizadas
para localizar capacitores, estas incluyen las siguientes:
∗ Para cargas uniformemente distribuidas, el banco de capacitores debe estar colocado a dos tercios de distancia desde la
subestación.
∗ Para cargas distribuidas decrecientemente uniformes, el banco
de capacitores debe estar localizado a la mitad de la distancia
desde la subestación.
∗ Para máxima elevación de la tensión, el banco de capacitores
deberı́a estar localizado cerca del final de lı́nea.
Más especı́ficamente, los bancos de capacitores son requeridos en
donde las mediciones de campo indican problemas de baja tensión
o de bajo factor de potencia, esta información puede ser obtenida
de la siguiente manera:
∗ Haciendo mediciones de tensión durante las condiciones de máxima carga y de carga ligera en varios puntos del alimentador.
26
2 Antecedentes
∗ Realizando mediciones de potencia activa y reactiva en el alimentador durante periodos de máxima y mı́nima demanda diaria, y durante un periodo tı́pico de 24h.
En 4.2 se analiza la conmutación de capacitores, esto se realiza
generalmente con algún tipo de control automático, estos controles
censan una condición particular. Si la condición esta dentro de un
cierto nivel programado, la salida del control iniciara una señal de
cierre o de apertura al interruptor que conectará o desconectará
el banco de capacitores de la lı́nea de distribución. Los controles
automáticos tı́picos incluyen lo siguiente:
∗ Tensión: El mejoramiento o el control de tensión es la mayor
consideración.
∗ Corriente: Cuando la magnitud de la corriente esta directamente relaciona con la demanda de potencia reactiva.
∗ Control de VAR: cuando la demanda es mayor a un valor considerado.
∗ Tiempo: La demanda de potencia reactiva tiene un alto valor
de regularidad respecto al tiempo (horas, dı́as).
∗ Temperatura: aumento predecibles en la demanda de potencia
reactiva con los cambios de la temperatura por ejemplo en el
caso del verano la entrada de aires acondicionados y en el caso
de invierno el uso de calentadores.
Los bancos de capacitores fijos están generalmente energizados, pero en algunas áreas con cambios significantes de demanda, algunos
bancos deben ser manualmente desconectados, también se usa la
conmutación remota de los bancos, esto necesita que un capacitor
o banco de capacitores especifico tenga conectado un control capaz de recibir una señal e inicializar un cierre o una apertura de
los interruptores, las formas más comunes del medio de la señal de
control son radio modem, PLC, lı́nea telefónica y fibra óptica.
La protección de los bancos de capacitores es cubierta en la sección 4.4, debido al tamaño relativamente pequeño de los bancos
de capacitores usados en las lı́neas de distribución, los métodos de
protección son generalmente menos complejos que los usados para
bancos en subestaciones, la protección del capacitor incluye los fusibles y los descargados de sobretensión. Los bancos de capacitores en
sistemas de distribución deben estar protegidos por algún método,
ya sea grupos de fusibles, fusibles individuales o una combinación
de lo anterior.
2.4. Estándares aplicados a bancos de capacitores.
27
Fusibles sobre unidades individuales generalmente no son usados en
pequeños bancos con neutro flotante debido al estrés por sobretensión en la unidades adyacentes a la unidad aislada por la operación
del fusible. La función del grupo de fusibles es detectar la falla de
un capacitor individual y remover el grupo de capacitores completo
de servicio rápidamente para prevenir rupturas de la carcasa y daño
en las otras unidades. Al mismo tiempo, es deseable que los fusibles
soporten las condiciones de operación normal del banco sin falsas
operaciones de los fusibles. La caı́da de un rayo o la conmutación
de capacitores pueden resultar en una sobretensión significante, los
descargadores deben ser usados en los bancos de capacitores para limitar estas sobretensiones transitorias. La reenegización de los
bancos puede causar los mayores transientes;sobretensiones transitorias significativas pueden también ocurrir en los bancos de capacitores debido a la magnificación de un circuito resonante en el
sistema de potencia asociado con la conmutación de un banco de
capacitores remoto, cables o lı́nea de transmisión. Generalmente los
descargadores son instalados en el lado del sistema del fusible del
capacitor, y tan cerca como sea posible del banco de capacitores.
Esta conexión será tan corta como sea posible, en aras que la tensión de estrés sobre la unidad aislada sea minimizada. Por último,
el colocar los descargados en el lado de la fuente de los fusibles
reduce la corriente de falla a través del fusible. Esto es de suma
importancia para pequeños bancos de capacitores en media tensión
donde el tamaño de los fusibles menores a 15 A es común.
El tema de las consideraciones respecto a los armónicos es tomado
en la sección 4.5; problemas armónicos pueden resultar en explosión
de fusibles, fallo en capacitores, daño en transformadores de control
y malfuncionamiento de los relés. El uso de bancos de capacitores
para mejorar la eficiencia de operación del sistema de distribución
también tiene una influencia significativa en los niveles de armónicos. Los capacitores no generar armónicos, pero proveen un camino
a red para un posible condición de resonancia local o general. Aún
cuando los capacitores no generan armónicos, ellos pueden influir
en la magnitud de las tensiones armónicas y corrientes armónicas
que ocurren en el sistema de la empresa ası́ como en las cargas del
cliente. Si el problema de armónicos es descubierto a través del análisis o de la experiencia, se podrı́an aplicar las siguientes posibles
soluciones:
∗ Capacitores estrella con neutro flotante.
∗ Cambiar el tamaño del banco de capacitores o la localización
28
2 Antecedentes
∗ Adicionar un reactor a un banco de capacitores existente.
∗ Agregar un filtro capacitivo
∗ Controlar el esquema de conmutación del capacitor para evitar
resonancia.
La sección 5 fue hecha para la aplicación de bancos de capacitores
en subestaciones, básicamente la organización y los temas cubiertos
son los mismos que la sección 4 pero con las consideraciones necesarias para la aplicación en subestación, esto debido a lo critico que es
la subestación tanto para el sistema de distribución como para los
sistemas de transmisión. En el caso de la sección 7, se tratan aplicaciones especiales de los bancos de capacitores, como son el caso
de filtros armonicos, motores y protección de sobretensiones; esta
última aplicación es de la menos usadas debido a que se prefiere el
uso de descargadores de sobretensión ya que son más baratos que
los capacitores. La sección 7 explica la inspección y mantenimiento
de capacitores tanto para subestación y lı́neas de distribución, todos los bancos de capacitores deben ser inspeccionados y realizar
mediciones de las caracterı́sticas eléctricas antes de la instalación
y periódicamente; o como es requerido, a lo largo de la vida de
servicio. Los capacitores al ser sistemas cerrados solo la inspección
visual no puede determinar la condición de los capacitores. Las buenas prácticas normales de seguridad deben ser seguidas durante la
instalación, inspección y mantenimiento de bancos de capacitores;
después de que un banco de capacitores ha sido desenergizado, se
espera por al menos 5 minutos antes de aproximarse a él, esto es
para permitir suficiente tiempo para que las resistencias internas
de descarga en cada unidad de capacitor disipen la energı́a almacenada, estas resistencias son diseñadas para reducir la tensión en la
unidad a menos de 50 V dentro de los 5 min, sin embargo siempre
se tiene que aplicar conductores de aterrizamiento a todas la fases
para cortocircuitar y aterrizar el banco. Aún después de que se ha
aterrizado el banco, es recomendable que cada unidad individual
sea cortocircuitada y aterrizada antes que el personal tenga contacto con él para asegurar que no queda energı́a almacenada. Los
capacitores con un abultamiento excesivo indica una excesiva presión interna causada por sobrecalentamiento y/o creación de gases
durante condiciones de un arco interno, estas unidades se tienen
que manejar con cuidado. En el caso de las unidades que presentan
fuga de lı́quido dieléctrico, se evita el contacto con la piel y ojos,
el manejo del lı́quido aislante seguirá los métodos requeridos por
las regulaciones gubernamentales. Durante el retorno de un capaci-
2.4. Estándares aplicados a bancos de capacitores.
29
tor a servicio, se verifica que todos los conductores de cortocircuito
y aterrizamiento fueron removidos, se debe esperar un mı́nimo de
5 minutos entre desenergizacion de un banco de capacitores y la
reenergizacion de la banco esto para permitir suficiente tiempo para que la energı́a almacenada se disipe. Las inspecciones iniciales
incluyen:
∗ Verificar la estructura de soporte de los capacitores, la cual
debe tener una adecuada firmeza.
∗ Se puede realizar una medición de la capacitancia de las unidades nuevas, para verificar los datos de fábrica y establecer un
punto de referencia para futuras comparaciones.
∗ Limpiar todos los aisladores para prevenir la posibilidad de
porcelana sucia que pueda crear un salto a través de ella.
∗ Inspeccionar los aisladores en búsqueda de quebraduras o daños.
∗ Inspeccionar los aisladores y la carcasa para determinar cualquier fuente de fuga.
∗ Probar la operación del control e interruptores antes de la energización del capacitor.
∗ Inmediatamente después de la energización, verificar que el aumento de la tensión obtenido es suficientemente cercano al valor
esperado, se debe verificar que la tensión, corriente del capacitor y potencia reactiva este dentro de las caracterı́sticas del
capacitor.
∗ Entre 8 horas y hasta 24 horas después de la puesta en servicio
del capacitor, es altamente recomendado revisar el banco en
busca de fusibles explotados o unidades abultadas.
Las inspecciones periódicas son fundamentales durante la vida de
servicio, la frecuencia de inspección es determinada por las condiciones locales y los requerimientos de la empresa. Las inspecciones
visuales incluyen los siguientes ı́tems:
∗ Verificar la operación de fusibles, fugas de aceite en la carcasa,
abultamiento, ruptura y decoloración de la carcasa.
∗ Inspeccionar el terreno en busca de salpicaduras de aceite dieléctrico
∗ Revisar la suciedad de los aisladores ası́ como buscar daño en
los mismos.
∗ Búsqueda de signos de sobrecalentamiento en juntas eléctricas
∗ Revisar si existen signos de vandalismo y daño debido a disparos.
30
2 Antecedentes
En el caso de la inspección fı́sica y mediciones se tienen las siguientes consideraciones:
∗ Revisar conexiones flojas, cables desgastados.
∗ Verificar los parámetros y la operación del control e interruptores, ası́ como cuchillas cortacircuitos.
∗ El equipo expuesto al desgaste será repintado, si es necesario,
para prevenir corrosión.
∗ La capacitancia de las unidades individuales será medida y
comparada con las mediciones previas realizadas.
Los bancos de capacitores con excesivas fallas o con salidas de fusibles serán inspeccionados con más frecuencia, las mediciones también incluirán mediciones de transiente, tensiones armónicas y corrientes armónicas en el banco para asegurarse que los capacitores
están dentro de los lı́mites de sus caracterı́sticas de operación.
3 Determinación de la
ubicación del banco de
capacitores
3.1 Equipos usados para mediciones
preliminares.
Las mediciones preliminares para determinar el comportamiento
del ramal trifásico fueron realizadas con el equipo Varcorder de la
empresa Sensorlink, estos equipos son capaces de grabar cada cierto
periodo (determinador por el usuario) el valor de la corriente en la
lı́nea de distribución, ası́ como el factor de potencia, en el caso de
este último valor es determinado mediante la medición del desfase
del ángulo del campo eléctrico y el campo magnético, el campo
eléctrico no muestra el valor de la tensión propiamente ya que para
tener este dato se necesitarı́a poder realizar un medida en entre el
conductor y la referencia; junto con el conjunto de Varcorder se
incluye el programa llamado Softlink el cual puede muestrear el
valor de los kVAR después de que el usuario elige la tensión, esto
es una desventaja ya que se supone una tensión nominal para todas
las mediciones; lo cual puede afectar los resultados; estos equipos
son sumamente prácticos para mediciones locales de carga, ya que
se instalan sobre la misma lı́nea. La descarga de los datos se realiza
de manera infrarroja y mediante el programa se puede visualizar los
datos en forma gráfica. Estos datos obtenidos también se pueden
ser exportados a Excel para su posterior procesamiento.
Cada kit de Varcorder consiste en 3 equipos Varcorder, un adaptador de puerto USB a infrarrojo, disco con el programa, y la terminal
para la pértiga; el otro equipo con el que cuenta Coopelesca R.L.
es el troubleman‘s kit de Sensorlink, este equipo consiste en un
medidor de tensión y un medidor de corriente ambos para media
tensión, los datos son desplegados en una pantalla que tiene conexión inalámbrica con el equipo que está realizando la medición. Lo
único que se necesita es la pértiga para poder desplazar los equipos
hasta los puntos de medición en la lı́nea, los equipos para medición
de la compañı́a Sensorlink están hechos para poder ser usados de
31
32
3 Determinación de la ubicación del banco de capacitores
Figura 3.1: Kit de equipos Varcorder de Sensorlink.(Sensorlink,2012)
Figura 3.2: Troubleman’s kit de Sensorlink.(Sensorlink,2012)
manera muy sencilla y práctica.
3.2. Generalidades sobre el ramal trifásico La Palma.
33
3.2 Generalidades sobre el ramal trifásico
La Palma.
El ramal trifásico la palma es una sección radial del circuito de Fortuna de la red de distribución de Coopelesca R.L., en este ramal se
encuentran gran cantidad de hoteles y centro turı́sticos con aguas
termales; este tipo de industria ha prosperado debido a la belleza
escénica que cuenta la zona, ya que aquı́ es donde se tiene una de
las mejores vistas del volcán Arenal, también hay que considerar la
cercanı́a de otros lugares turı́sticos como los son Monteverde y el
lago de Arenal, por lo anterior este ramal tiene un alta cantidad de
medidores del tipo comercial. El circuito Fortuna está alimentado
desde la subestación Peñas Blancas, dicha subestación está ubicada
en el distrito de Peñas Blancas de San Ramón, desde esta subestación se alimenta otro circuito de distribución, el circuito de San
Isidro. Con el fin de tener una forma fácil de ubicar averı́as, asignar
equipos y localizar un punto especı́fico en la red Coopelesca cuenta
con el sistema de identificaron de postes, este sistema consiste en la
instalación de dos números en cada poste, el primer número corresponde al plano al que pertenece dicho poste y el segundo número es
el número de poste de ese ramal, de esta manera es fácil ubicar un
ramal o un poste en especı́fico ya que cuando se consulta el ramal
en el libro de planos-poste dentro de la información que se cuenta
es de que plano y poste nace y la cantidad de postes que contiene
el plano en cuestión.
En la figura 3.3 se aprecia la distribución del ramal trifásico La
Palma, este comprende todos los ramales trifásicos y monofásicos
aguas abajo del recloser ubicado en el plano-poste 778-09, fı́sicamente este ramal va junto a la carretera que une Tilarán con el
pueblo La Fortuna, además de una sección que fue recientemente
añadido, esta sección corresponde al plano 1216 desde los postes 72
y 83. El calibre de los conductores es 4/0 para las fases y 1/0 para
el conductor del neutro.
El circuito Fortuna tiene la capacidad de poder enlazarse en caso de
ser necesario al circuito San Isidro y al circuito Monterrey, este último circuito es alimentado desde la subestación Muelle, los enlaces
se pueden realizar de manera automática mediante reconectadores
que están comunicados con el SCADA de la cooperativa. El enlace
con el circuito San Isidro tiene la condición normalmente cerrado,
la determinación de que sea ası́ es por un tema de costos del pago
de peaje al ICE.
34
3 Determinación de la ubicación del banco de capacitores
Figura 3.3: Unifilar del ramal trifásico La Palma.(Coopelesca,2014)
Figura 3.4: Unifilar del circuito Fortuna. (Coopelesca,2014)
3.3. Curva de demanda del ramal monofásico La Palma.
35
Figura 3.5: Valores de corriente obtenidas en el plano 778-09
3.3 Curva de demanda del ramal
monofásico La Palma.
La Unidad de Calidad de Energı́a de Coopelesca R.L. cuenta con
tres kit de equipos Varcorder, esto permite realizar levantamientos
de carga simultáneos en un ramal o un circuito, preliminarmente
se realizaron dos mediciones con estos equipos sobre dos puntos del
ramal trifásico, la primera medición se realizó en plano-poste 77809 y la segunda en el plano-poste 778-65, el tiempo de muestreo de
las variables almacenadas fue de 5 minutos esto con el fin de tener
la mayor cantidad de datos posible, las mediciones arrojadas son
instantáneas, ası́ el valor obtenido en cualquiera de las variables (
menos las potencias que es calculado respecto a la tensión nominal)
es el valor que existió al momento de tomar el dato. Un ejemplo de
los datos obtenidos por los equipos en el plano 778-09 se presenta
en la figura 3.5, los equipos se instaron el dı́a 1 de marzo del 2014
y se retiraron el dı́a 15 de marzo del 2014.
Como se puede apreciar en la figura 3.5, existe un desbalance de
corriente bastante marcado entre las tres fases. La única manera
en que esto se puede solucionar es realizando un movimiento de
la alimentación de los transformadores y ramales para balancear la
carga, al igual que las curvas de demanda, el balance de la corriente
depende de cada momento ya que la carga varia continuamente. El
36
3 Determinación de la ubicación del banco de capacitores
Cuadro 3.1: Resumen medición en el plano 778-09 del 1 de marzo al 15 de
marzo del 2014.
Fase
Corriente
(A)
Máximo
Promedio
Mı́nimo
Potencia
Potencia
Potencia
Factor de
reactiva
real
aparente
potencia
calculada
calculada
calculada
(MVAr)
(MW)
(MVA)
Desbalance
A
94,59
0,601
1,252
1,362
0,934
B
62,57
0,365
0,86
0,901
0,961
C
37,88
0,239
0,523
0,545
0,985
A
60,36
0,398
0,772
0,869
0,886
43,85 %
B
40,41
0,215
0,54
0,582
0,925
-4,23 %
C
25,42
0,105
0,35
0,366
0,956
-39,62 %
A
37,76
0,251
0,48
0,544
0,775
B
24,53
0,135
0,323
0,353
0,831
C
14,1
0,044
0,196
0,203
0,85
resumen de los resultados de las mediciones en el plano 778-09 se
resumen en la tabla 3.1 y del plano 778-65 en la tabla 3.2
Balance del ramal trifásico La Palma.
Las variaciones diarias que presenta la demanda de la carga y la
misma variación local imposibilitan realizar un balance perfecto,
ya que se tendrı́a que tener un alto conocimiento de los comportamientos de cada sección de un circuito. Las pérdidas en un circuito
desbalanceado es mucho mayor que uno balanceado, de esta manera
3.3. Curva de demanda del ramal monofásico La Palma.
37
Cuadro 3.2: Resumen medición en el plano 778-65 del 1 de marzo al 15 de
marzo del 2014.
Fase
Corriente
(A)
Máximo
Promedio
Mı́nimo
Potencia
Potencia
Potencia
Factor de
reactiva
real
aparente
potencia
calculada
calculada
calculada
(MVAr)
(MW)
(MVA)
Desbalance
A
71,25
0,440
0,979
1,026
0,960
B
23,36
0,136
0,328
0,336
0,984
C
18,06
0,084
0,253
0,260
0,996
A
44,89
0,249
0,595
0,646
0,918
93,70 %
B
14,48
0,065
0,198
0,209
0,946
-37,55 %
C
10,20
0,037
0,142
0,147
0,965
-56.15 %
A
25,23
0,00
0,231
0,363
0,584
B
8,07
0,038
0,107
0,116
0,807
C
5,06
0,014
0,070
0,073
0,825
38
3 Determinación de la ubicación del banco de capacitores
cualquier acción llevada a cabo por mejorar el balance contribuye a
la disminución de pérdidas en la red eléctrica. La implementación
de capacitores individuales conmutables distribuidos en la lı́nea para mejora del factor de potencia es la mejor opción en el caso de un
sistema desbalanceado pero es muy onerosa, siendo más practica
la ubicación de un banco trifásico ası́ como más económica; como
se aprecia en la figura 3.5 se puede trasladar carga de la fase A a
la fase C y con esto se aumentarı́a la demanda de la fase C y se
disminuye la de la fase A.
El problema de balancear cargas es decidir que ramal o cargas trasladar de una fase a otra, además de cómo saber que fase tiene un
determinado conductor en un cierto tramo del circuito, esto se puede resolver de varias maneras, una es siguiendo en todos los montajes “la regla al dedo” de norte por este, esta regla lo que quiere
decir es que es un tramo norte-sur la fase R está ubicada al este,
mientras que en un sector este-oeste, la fase R es la ubicada al norte, pero cuando las normas de montajes no se cumplen, se puede
generar confusiones en la fase madre de un ramal o de un transformador. Una manera más simple de identificar las fases de los
conductores es ubicando etiquetas en los postes con la asignación
de las fases en cierto tramo del sistema de distribución, además de
simple es una opción muy económica ya que cambiar de ubicación
los conductores para que se ajusten correctamente a las normas de
instalación requerirı́a equipos, personal y tener que suspender el
servicio eléctricos mientras se realizan estos trabajos y dependiendo de la zona donde este trabajo se realice el costo económico de
energı́a no servida podrı́a ser elevado. En el caso de utilizar etiquetas simplemente se necesita personal que adhiera las etiquetas
a los postes. El fundamento de realizar la identificación de las fases
es realizar un levantamiento de todos los ramales monofásicos que
nacen de los planos 778 y 790, con este levantamiento se decide que
ramal mover a que fase para mejorar el balance de la carga de la
lı́nea, esta identificación de fases también ayuda en el momento de
realizar mediciones ya que se tiene certeza de que fase es en la que
se va a realizar una medición y a fututo sirve para la asignación de
la fase para ramales nuevos y transformadores monofásicos que se
vallan a instalar en el ramal trifásico La Palma.
La ubicación de las etiquetas se estima cada diez postes, esto con el
fin de que la cuadrilla ante una duda de la asignación de fases no se
tenga que trasladar una gran distancia hasta algún punto conocido,
pero los postes elegidos algunas veces no cumplen con esta premi-
3.3. Curva de demanda del ramal monofásico La Palma.
39
sa, debido a la configuración del montaje por lo que finalmente la
elección de los postes debe ser elegida en campo por la persona que
etiqueta tratando de seguir en la medida de los posible la diferencia
de diez postes, otro de los criterios es que cualquier ramal trifásico
que nazca desde los planos 778 y 790 debe estar etiquetado. Existe la cuestión de que referencia tomar para la asignación de fases,
pero esto se logró resolver tomando como referencia alguna sección
de la lı́nea cuya asignación de fases fuera conocida, en el caso del
ramal La Palma se usó la referencia de la salida de subestación del
circuito Fortuna y para identificar el ramal simplemente se siguió
el conductor identificado como fase R. El sistema de identificación
de la fase de los conductores también se está implementando en
otros circuitos de la red de distribución de Coopelesca, el objetivo
es llegar a abarcar todos los circuitos con la identificación de fases.
Las etiquetas usadas para la identificación de las fases del circuito
son producidas por la compañı́a 3M y tienen un largo de 1 pie
aproximadamente poco más de 30 cm, son reflectivas para rápida
identificación en horas de la noche, vienen en rollos de 30 pies y se
debió adquirir la tinta para imprimir las letras sobre las etiquetas,
la tinta también viene en rollos y cada rollo tiene una longitud de
150 pies, por lo que por cada 5 rollos de etiquetas se debe adquirir
un rollo de tinta. Las etiquetas fueron ubicadas a la altura de los
números que identifican el poste y son colocadas a favor de la lı́nea
con lo que no exista posibilidad de equivocarse en el momento de
leer la asignación de fases.La tabla 2.3 presenta la lista de planos
postes sobre los que se instalaron etiquetas.
Después de que se realizó la identificación de fase de los conductores
se procedió a realizar un levantamiento de los ramales monofásicos,
con lo que se comparó la asignación del libro de planos poste con
la asignación real, dicha información se le envió al Departamento
de Activos de la red para realizar las correcciones de la fase donde
nacen los monofásicos, el levantamiento de los ramales se presenta
a continuación en la tabla 3.4
Para balancear el circuito se trasladaron los ramal 2702 de la fase
R a fase T y el ramal 2709 de la fase R a la fase S.
Efectos del balance de carga en el ramal La Palma.
Habiendo realizado los cambios propuestos es la sección anterior,
se realizaron nuevas mediciones sobre el ramal trifásico La Palma,
estas mediciones fueron realizadas entre los dı́as 1 de abril y el 8
40
3 Determinación de la ubicación del banco de capacitores
Cuadro 3.3: Ubicación de las etiquetas en el ramal trifásico La Palma.
Plano poste
778-09
778-18
778-35
778-51
778-61
790-05
790-10
790-24
790-32
790-41
790-49
2295-05
2729-01
1216-83
2717-01
de abril del 2014, el resumen de los resultados obtenidos de estas
mediciones se presenta en las tablas 3.6 y 3.7.
Al comparar los valores del desbalance promedio de las tablas 3.1 y
3.3, se tiene una disminución en el desbalance, especı́ficamente en
el caso de la fase A se pasa de un 43 % a un -12 %, en la fase B de
un -4 % a un -11 % y en la fase C de un -39 % a un 24 %.
Si se calcula el promedio de los valores absolutos de los desvalances
se pasa de una 28.66 % a un 15.55 % con lo que se mejora en un
13 %.
3.4 Selección de la ubicación del banco de
capacitores.
La ubicación del banco de capacitores fue realizada tomando en
cuenta el posible aporte de potencia reactiva en los dos puntos de
medición realizados. En la tablas 3.8 y 3.9 se muestra la variación
del factor de potencia en dos lugares del ramal respecto a la entrada
de un banco de capacitores conmutado en tres horarios diferentes.
El factor de potencia es mejorado en los dos puntos de medición
con cualquiera de los tres horarios propuestos, en los dos casos
el mayor aumento del factor de potencia se da cuando el banco
3.4. Selección de la ubicación del banco de capacitores.
Figura 3.6: Poste 778-09 con etiquetas colocadas.
Figura 3.7: Demanda de potencia reactiva en el plano 778-09.
41
42
3 Determinación de la ubicación del banco de capacitores
Cuadro 3.4: Levantamiento de ramales monofasicos.
Nombre
plano
poste
original
real
PLANO # 2735 - LA FORTUNA, INVERSIONES
778
2
T
S
778
4
R
T
778
16
R
T
778
17
R
T
778
19
S
S
778
20
R
S
778
23
R
S
778
24
R
T
GAYRU DEL NORTE S.A. - EST. #900
PLANO # 2740 - LA PALMA-FORTUNA, PROY.
NORMAN SALAS RODRIGUEZ - EST.#1108
PLANO # 2764 - ZETA 13 - FORTUNA PROY.
# 3456 - Los Nacientes El Burio
PLANO # 774 - Z-13 DE LA FORTUNA
EDGARDO ROJAS Q. EST.#582
PLANO # 779 - R.COST.SE.
CEMENTERIOLA FORTUNA
PLANO # 781 - R.COST.S.CEMENTERIO
LA FORTUNA, Z-13 ABAJO
PLANO # 782 - R. Z13 LA PALMA100
NO.ESCUALE Z13, LA FORTUNA
PLANO # 784 - R.300 NO.ESCUELA Z13
LA FORTUNA, RAMAL LA GUARIA
PLANO # 2752 - Z13 LA GUARIA DE LA
nace del 2752
778
24
R
T
778
31
T
R
778
51
S
S
FORTUNA - COOPELESCA - MEJORA
PLANO # 787 - R. TAJO MANOLO
400 NO.PLAZA.Z13.,FORTUNA
PLANO # 791 - R.100 E.
VOLCAN LOOKLA FORTUNA
3.4. Selección de la ubicación del banco de capacitores.
43
Cuadro 3.5: Levantamiento de ramales monofasicos (continuacion).
Nombre
plano
poste
original
real
PLANO # 2702 - R.HNOS.RODRIGUEZ S
778
58
R
R
778
61
T
T
790
8
R
no se encontró
790
9
S
S
790
10
R
R
790
12
S
S
790
12
R
Trifásico
790
44
T
R
ROJLA PALMA, ANTES DE LAGUITO
PLANO # 792 - R. LOS LAGUITOSA
LA PALMA-LA FORTUN
PLANO # 2722 - INV. TURISTICAS LA FLA
PALMA FORTUNA VOLCANO LODGE
PLANO # 795 - R.200 NO.
PUENTE RIOLA PALMA, LA FORTUNA
PLANO # 2709 - R. MARTA KHAN,
300M.O. PUENTE RIO LA PALMA,FORTUNA
PLANO # 2723 - AL LADO ARRIBA
DEL RIO LA PALMA DE LA FORTUNA NOE
PLANO # 2729 - LA PALMA - FORTUNA
DAVID LILE, EST.#554
PLANO # 2727 - TABACON -FORTUNA
CARMEN SOLANO DELGADO,EST.#534
44
3 Determinación de la ubicación del banco de capacitores
Cuadro 3.6: Resumen medición en el plano 778-09 del 1 de abril al 8 de abril
del 2014.
Fase
Corriente
(A)
Máximo
Promedio
Mı́nimo
Potencia
Potencia
Potencia
Factor de
reactiva
real
aparente
potencia
calculada
calculada
calculada
(MVAr)
(MW)
(MVA)
Desbalance
A
65,53
0,425
0,915
0,994
0,974
B
71,13
0,361
0,982
1,024
0,961
C
93,32
0,450
1,323
1,344
0,989
A
41,25
0,204
0,556
0,594
0,935
-12,74 %
B
42,07
0,221
0,564
0,606
0,928
-11,79 %
C
59,02
0,217
0,821
0,850
0,965
24,54 %
A
24,79
0,123
0,325
0,357
0,751
B
25,36
0,122
0,329
0,365
0,838
C
34,01
0,118
0,464
0,490
0,886
3.4. Selección de la ubicación del banco de capacitores.
45
Cuadro 3.7: Resumen medición en el plano 778-51 del 1 de abril al 8 de abril
del 2014.
Fase
Corriente
(A)
Máximo
Promedio
Mı́nimo
Potencia
Potencia
Potencia
Factor de
reactiva
real
aparente
potencia
calculada
calculada
calculada
(MVAr)
(MW)
(MVA)
Desbalance
A
58,01
0,330
0,798
0,835
0,964
B
45,86
0,243
0,630
0,660
0,955
C
82,05
0,393
1,164
1,182
0,989
A
35,30
0,193
0,469
0,508
0,922
-5,36 %
B
25,82
0,145
0,342
0,372
0,916
-31,39 %
C
51,21
0,184
0,713
0,737
0,966
36,75 %
A
20,79
0,121
0,271
0,299
0,801
B
15,51
0,085
0,196
0,223
0,814
C
27,99
0,104
0,387
0,403
0,885
46
3 Determinación de la ubicación del banco de capacitores
Figura 3.8: Demanda de potencia reactiva en el plano 778-51.
Cuadro 3.8: Factor de potencia calculado en el plano 778-51
Fase A
Fase B
Fase C
Original
0,922
0,916
0,966
8am a 4pm
0,945
0,942
0,978
8am a 6pm
0,945
0,948
0,981
8am a 8pm
0,955
0,954
0,983
3.5. Partes del banco de capacitores.
47
Cuadro 3.9: Factor de potencia calculado en el plano 778-09
Fase A
Fase B
Fase C
Original
0,935
0,928
0,965
8am a 4pm
0,953
0,947
0,976
8am a 6pm
0,958
0,951
0,978
8am a 8pm
0,961
0,955
0,980
de capacitores está conectado a la lı́nea de distribución la mayor
cantidad del tiempo posible, en este caso 12 horas. También se
utilizó el criterio basado en el conocimiento de futuras empresas
que se instaları́an en la zona, una de estas empresas en un parque
temático acuático con una demanda de potencia de 1.5 MW, por
este motivo se eligió el plano 778-51 para la instalación del banco
de capacitores, por la ubicación actual de comercio y por la futura
instalación de más locales comerciales.
3.5
Partes del banco de capacitores.
Los bancos de capacitores con lo que cuentan Coopelesca están
conformados por 3 capacitores, 3 interruptores de 200 A, una estructura de soporte y un control de marca ECAP. El control posee
la capacidad de tomar decisiones sobre la operación de los interruptores. Al consultar a personal relacionado con mantenimiento
e inclusive los técnicos del área de ingenierı́a se verifico que estos
controles nunca fueron operados y al parecer ni siquiera se realizaron pruebas sobre el funcionamiento de los mismos. Por tal razón
se tuvo que buscar el manual del control para comprender la operación y la programación de dicho control. La operación del control es
sencilla, cuando decide que se deben cerrar los interruptores manda a cerrar un contacto por un 10 s que permite que una señal de
120 V alimente el motor del interruptor y este opera cerrando el
interruptor; cuando se tiene que dar una apertura del interruptor,
se cierra otro contacto por 10 s pero que esta vez el motor opera de
manera inversa con lo que el interruptor se abre. El miedo principal
48
3 Determinación de la ubicación del banco de capacitores
Figura 3.9: Control de banco de capacitores.(Cooper Industries,2012)
de los equipos de trabajo al operar los bancos de capacitores es el
arco que se forma al abrir las cuchillas portafusibles, inclusive se
tiene reportes de operación de interruptores de subestación cuando
se daba un caso de esos, nadie nunca le informo que podı́an abrir el
interruptor con la pértiga y evitar el arco, se tiene la idea errónea
que las cuchillas portafusibles son las que permiten la entrada y la
salida de los capacitores. El control tiene la posibilidad de ser programado desde el panel, solo presenta 2 lı́neas de información en la
pantalla, una de las principales caracterı́sticas es la opción que se
llama tensión adaptiva, este es un valor que se puede programar o
que puede ser obtenido desde las mediciones realizadas por el equipo, si se usa la opción de automático el control censa la variación
de la tensión secundaria cuando el banco de capacitores está conectado o desconectado a la lı́nea de distribución.El control se puede
ver en la figura 3.9,se aprecian las perillas para navegacion,la pantalla LCD y las perillas de operacion;la figura 3.10 corresponde al
interruptor KYLE VCS-1M, en donde destaca la terminal para uso
desde pértiga.
3.6
Pruebas a bancos de capacitores.
Los bancos de capacitores con lo que cuenta la Cooperativa fueron
adquiridos con anterioridad, después de que entraron en servicio
nunca se les realizó algún tipo de mantenimiento preventivo, sólo
termografı́a. Además, los bancos de capacitores que tenı́an control
e interruptores para poder ser operadores de manera automática no
se les llego a utilizar estas capacidades, y por último es importante mencionar que la ubicación de bancos de capacitores se realizó
con el fin de aumentar la tensión de la lı́nea sin ningún estudio de
3.6. Pruebas a bancos de capacitores.
49
Figura 3.10: Interruptor para banco de capacitores.(Cooper Industries,2012)
potencia reactiva previo, por lo que fueron colocados básicamente
bajo un criterio de experiencia. El estado actual de muchos de los
bancos de capacitores es desconocido y es aplicable al banco que se
va a instalar en el ramal trifásico, por lo que basándose en las recomendaciones del estándar IEEE 1036-1992 y tomando en cuenta los
equipos con los que cuenta Coopelesca para realizar pruebas eléctricas, se plantea una guı́a para pruebas de bancos de capacitores,
la cual es integral y toma en cuenta todos los elementos que componen el banco de capacitores, además se consultaron los manuales
del fabricante, los cuales están basados en los estándares estudiados
por lo aportan poca o nula información acerca de las pruebas. Las
pruebas que fueron planteadas son las siguientes:
∗ Medición de la capacitancia, en el caso de que el valor de la
capacitancia este por encima de un 5 % del valor nominal el
capacitor se considera como dañado y debe ser sustituida la
unidad por otra.
∗ Para capacitores con dos bushing una prueba de aislamiento
50
3 Determinación de la ubicación del banco de capacitores
entre la carcasa y las terminales se puede realizar debido a que
la terminal del neutro del capacitor está aislada de la carcasa,
pero cuando es solo de un bushing esta prueba no es posible
que se realice porque la terminal del neutro del capacitor está
conectada a la carcasa.
∗ Revisión de fugas de aceite dieléctrico antes del lavado de las diferentes partes del banco elementos que contengan aceite como
aislante debido a que los interruptores podrı́an contener aceite,
cualquier mancha de aceite o posible fuga deberá ser analiza
con cuidado, y si efectivamente corresponde a un elemento de
banco de capacitores deberá ser sellada y en caso de que no se
pueda realizar el sellado la unidad con daño será removida.
La integridad de la estructura de soporte debe ser verificada con el
fin de que soporte el peso de todos los equipos instalados en ella.
Otra de las pruebas eléctricas que se realizan sobre los capacitores
es la de entrega de potencia reactiva, esta se realiza alimentando
las terminales del capacitor con 120 V y realizando una medición
de la corriente eléctrica, tensión de entrada y potencia reactiva, la
potencia reactiva de un capacitor está dada por la siguiente formula(3.1):
2
Q = 2Vin
πf C,
(3.1)
Como se puede apreciar la potencia entregada depende del nivel de
tensión, de la capacitancia y de la frecuencia de la red, en el caso
de la corriente reactiva se puede obtener mediante (3.2):
i = 2Vin πf C,
(3.2)
Con las ecuaciones anteriores se puede comparar la potencia reactiva y la corriente obtenida mediante la medición y los resultados que
se esperaban, si existe una gran diferencia entre el valor esperado y
el obtenido se puede considerar que la unidad se encuentra dañada.
Un elemento crı́tico que se debe verificar es la resistencia interna de
descarga del capacitor, esta resistencia debe ser medida durante la
ejecución de las pruebas el valor nominal de la resistencia de descarga es de 20 kΩ. Las pruebas de los interruptores están enfocadas
en el funcionamiento o sea apertura y cierre, pero también se debe
considerar el aislamiento entre las diferentes partes, para esto se
hace uso del equipo de medición de aislamiento, las mediciones se
realizan con el interruptor abierto midiendo el aislamiento entre los
3.7. Resultados de pruebas del banco de capacitores.
51
dos terminales del interruptor, y entre cada terminal y tierra, algunos de estos interruptores al estar tanto tiempo sin operar algunas
piezas móviles pueden presentar inmovilidad, esto se debe reparar,
ya que el interruptor debe estar en un excelente estado para poder
ser usado en un banco de capacitores. El elemento que hace falta de
establecer las pruebas es el control, este debe poder abrir y cerrar
los tres interruptores, cuando se realiza una apertura o un cierre
los tres interruptores deben hacerlo al mismo tiempo, finalmente
el cableado desde el control a cada interruptor se debe revisar con
el fin de encontrar daños en el cable que en un futuro puedan ser
causa de fallas de apertura o cierre de los interruptores. Los cables
aunque son un elemento sencillo son transcendentales en la correcta operación del banco de capacitores ya que son los elementos que
transmiten las señales eléctricas de control y alimentación. Todos
los datos pertinentes de cada equipo probado deben ser anotados
ası́ como los datos de los instrumentos utilizados, esto con el fin de
poder tener trazabilidad. En los anexos se encuentra la plantilla de
mantenimiento y pruebas de bancos de capacitores.
3.7 Resultados de pruebas del banco de
capacitores.
Utilizando como referencia los estándares de las IEEE se creó un
documento base para el mantenimiento de los bancos de capacitores, este documento sirve tanto para revisiones en campo como en
el taller eléctrico. Esta documentación nunca habı́a sido realizada
para los bancos de capacitores, por lo que con esta guı́a se tiene
la posibilidad de poder registrar y consultar los parámetros de las
diferentes partes que constituyen el banco de capacitores. Las pruebas fueron realizadas en el taller eléctrico de Coopelesca R.L. y se
adecuaron a los instrumentos con los que se cuenta, algunos de estos
instrumentos son un Fluke 43B con el cual se pueden realizar las
mediciones de capacitancia, resistencia de descarga,potencia reactiva,tension de entrada, corriente de entrada y el Fluke 1550B con
el que se realizan pruebas de aislamiento en los interruptores. Los
resultados de las pruebas se adjuntan en la figura 3.11, se puede destacar que ninguno de los capacitores presento fugas, abultamientos
o aislamiento dañado, pasando ası́ las pruebas visuales, en las pruebas de capacitancia todos los equipos estuvieron dentro del rango
permitido de valores que es una variacion no mayor al 5 % del valor
de la capacitancia nominal.
52
3 Determinación de la ubicación del banco de capacitores
Desde el punto de vista de rescate del equipo, todos los elementos
que componen el banco de capacitores estaban en perfectas condiciones, esto se comprobó mediante las pruebas realizadas, el único
problema que tenı́an eran que el aislamiento estaba contaminado
de lana, esto debido al alto ı́ndice de humedad que se presenta en
la zona.
3.7. Resultados de pruebas del banco de capacitores.
Figura 3.11: Resultados pruebas sobre banco de capacitor
53
54
3 Determinación de la ubicación del banco de capacitores
Figura 3.12: Banco de capacitores después de mantenimiento
4 Instalación del banco de
capacitores.
Requerimientos para la instalación del banco de
capacitores.
Antes de realizar la instalación del banco de capacitores se debió
coordinar una suspensión programada de corriente con los diferentes equipos de trabajo que están involucrados en trabajos de
instalación de equipos en la red de distribución y el SCADA de la
cooperativa, hay que tener en consideración que el lugar donde se
instaló el banco de capacitores al ser una zona turı́stica ocasiona
que las suspensiones programadas de corriente deban ser cortas,con
el fin de que la afectación a los usuarios sea el menor tiempo posible.
Es importante mencionar que para la realización de una suspensión
de corriente se debe cumplir los lineamientos que indica ARESEP
respecto al tiempo con el que se avisa la suspensión de corriente, este tiempo depende de la duración de la suspensión, es decir,
cuando la suspensión es mayor a las tres horas se debe avisar con
tres hábiles de anticipación a la fecha de la suspensión y cuando
la suspensión sea menor a las tres horas se debe avisar con tres
dı́as naturales de anticipación. Una vez programada la suspensión
de corriente se realizó una visita al lugar de la instalación para determinar los materiales a utilizar, la ubicación del equipo especial y
la revisión de las cuchillas y reconetadores que iban a ser operados
durante las maniobras de la suspensión. Finalmente, se procedió
a realizar un diseño del montaje del banco de capacitores ya que
dentro de los diseños para los diferentes montajes que utiliza la
cooperativa no se contaba con el diseño del montaje de un banco
de capacitores, por lo que se diseñó el montaje con ayuda de de
visitas a campo, fotografı́as de bancos instalados y diseños de los
instructivos de montaje obteniendo el siguiente diseño:
55
56
4 Instalación del banco de capacitores.
Figura 4.1: Diseño montaje banco de capacitores.(Coopelesca,2014)
4.1. Materiales utilizados en la instalación del banco de capacitores.
57
4.1 Materiales utilizados en la instalación
del banco de capacitores.
Antes de la instalación del banco de capacitores se realizó una lista
con materiales a utilizar en la instalación, el principal problema de
la instalación es que no se podı́a instalar el banco de capacitores en
un poste existe debido a la existencia de muchos cables de telecomunicaciones a la altura del conductor neutro, por lo delicados y
crı́ticos que son estos cables se decidió no usar postes existentes que
tuvieran este tipo de cableado, para subsanar este hecho se decidió
realizar la instalación del banco de capacitores en un poste nuevo,
una de las ventajas de la ubicación seleccionada fue la existencia de
un transformador de distribución cercano al punto de instalación
con esto se ahorró el uso de un transformador exclusivo para la
alimentación del control del banco de capacitores.
Uno de los principales componentes a que se debe de diseñar es
el tamaño del fusible que protege cada capacitor, al utilizar una
conexión estrella aterrizada del banco, no se tiene problemas con
posibles sobretensiones debido a una fase fallada y se evita una
sobreelevación de tensión posiblemente dañina. Los capacitores de
150 kV entregan una corriente de 10,41 A, pero al considerar una
posible operación al 135 % de la potencia nominal entonces pueden
entregar 14 A, entonces se puede utilizar un fusibles tipo K de 10
A, el cual protege el capacitor la curva de despeje queda por debajo
de la curva de daño del capacitor.
4.2 Instalación y resultados del banco de
capacitores.
La instalación del banco de capacitores fue desarrollada por dos
equipos de trabajo con éxito como se aprecia en la figura 4.2 y
comprendió enterrar el poste, instalar todos los accesorios necesarios del poste, del banco de capacitores y la puesta a tierra.
Después de la instalación se procedió a programar en el control
las condiciones de apertura y cierre; además de la instalación de
equipos de medición con el fin de verificar el funcionamiento del
control y el mejoramiento del factor de potencia, en la tabla 4.1 se
tiene la comparación del factor de potencia promedio antes de la
instalación del banco con el factor de potencia promedio después de
la instalación del banco de capacitores y en la figura 4.3 se presenta
la curva de demanda de potencia reactiva con el banco instalado,
58
4 Instalación del banco de capacitores.
Figura 4.2: Banco de capacitores instalado
esta curva de demanda no es continua como las otras presentadas
anteriormente, esto debido a la inyección de corriente reactiva por el
banco de capacitores, cuando se produce esto 150 kVAR son dejados
de suministrar desde la subestación Peñas Blancas, por lo que se
presenta un cambio abrupto en la demanda de potencia reactiva.
Después del realizar el instalación del banco, se realizó una lectura
del cambio de tension obtenido por la entrada de los capacitores,
esta lectura arrojó un valor de 1 V.
4.2. Instalación y resultados del banco de capacitores.
Figura 4.3: Curva de demanda de potencia reactiva plano 778-08
Cuadro 4.1: Comparacion del factor de potencia promedio plano 778-09
Fase
Antes del banco
Despues del Banco
A
0,935
0,935
B
0,928
0,962
C
0,965
0,987
59
5 Conclusiones y
recomendaciones
Conclusiones
Con la realización del proyecto se destacan las siguientes conclusiones.
∗ Despues de realizar el traslado de ramales monofásicos en el
ramal trifásico La Palma el promedio del balance del ramal
trifásico de La Palma paso de un 28.66 % a un 15.66 %, con
lo que se mejoro en un 13 % el nivel de desbalance del ramal
trifásico.
∗ Se mejoró el factor de potencia promedio del ramal trifásico con
la instalación del banco de capacitores, pasando de un promedio
trifásico de 0,943 a 0,962 con lo que se obtuvo una mejora
del 2.02 % en el factor de potencia y basandose en la ecuacion
(2.17) se disminuyeron las perdidas electricas en la linea de
distribucion en un 3.9 %.
∗ La entrada en operación del banco de capacitores generó un
aumento de tension a nivel secundario de 1V, que traducido a
nivel primario fue un aumento de 120 V, esto es una confirmación de la disminución de perdidas en la linea de distribución.
∗ Se creó un documento guı́a con las pruebas necesarias sobre
bancos de capacitores y determinar las condiciones operacionales de los diferentes elementos, dicho documento se adoptó a
los instrumentos existentes en el taller eléctrico.
Recomendaciones
∗ Se recomienda la implementación de controles para bancos de
capacitores que tengan la capacidad de poder medir las potencias en cada fase, esto con el fin de que se pueda implementar
un algoritmo basado únicamente en la demanda de la potencia
reactiva para la entrada o salida del banco, en caso de implementar un control de este tipo se podria comunicar al SCADA
de Coopelesca R.L. con el fin de tener un monitoreo en tiempo
real de las demandas de potencia del ramal trifásico con lo cual
61
62
5 Conclusiones y recomendaciones
∗
∗
∗
∗
se tendria la capacidad de generar las tendencias temporales en
caso de que existieran marcadas diferencias.
Se debe de monitorear cada 4 meses como máximo el comportamiento de las potencias en el ramal trifásico con el fin de
hacer las adaptaciones necesarias en el algoritmo de control,
debido a las variaciones estacionales que se pueden presentar
en la demanda de potencia de los clientes y la instalación de
nuevos clientes.
Existen programas especializados para la determinación de la
ubicación de bancos de capacitores en sistemas de distribución
y de transmisión, por lo que se podrı́a analizar la opción de
adquirir un programa de este tipo.
Se deben realizar capacitaciones de refrescamiento a los equipos
de trabajo sobre el uso y manipulación del banco de capacitores.
Coopelesca R.L. deberı́a de realizar una compra o adquisición
de normativas actualizadas ya que muchas de las que posee son
relativamente viejas, esto con el fin de actualizar continuamente
las especificaciones de los materiales y de los equipos.
Bibliografı́a
[IEEE] IEEE. Ieee 1036-1992 guı́a para aplicación de capacitores shunt de potencia.
63
A
Datos
A.1 Curvas obtenidas entre el 1/3/14 y
el 15/3/14
Plano 778-09
Plano 778-09
A.2 Curvas obtenidas entre el 1/4/14 y
el 15/4/14
Plano 778-08
Plano 778-51
A.3 Plantilla mantenimiento banco de
capacitores
65
66
A Datos
Figura A.1: Valores de factor de potencia obtenido en el plano 778-09
Figura A.2: Valores de potencia reactiva obtenidas en el plano 778-09
A.3. Plantilla mantenimiento banco de capacitores
Figura A.3: Valores de potencias obtenidas fase A en el plano 778-09
Figura A.4: Valores de potencias obtenidas fase B en el plano 778-09
67
68
A Datos
Figura A.5: Valores de potencias obtenidas fase C en el plano 778-09
Figura A.6: Valores de factor de potencia obtenido en el plano 778-65
A.3. Plantilla mantenimiento banco de capacitores
Figura A.7: Valores de potencias obtenidas fase A en el plano 778-65
Figura A.8: Valores de potencias obtenidas fase B en el plano 778-65
69
70
A Datos
Figura A.9: Valores de potencias obtenidas fase C en el plano 778-65
Figura A.10: Valores de factor de potencia obtenido en el plano 778-08
A.3. Plantilla mantenimiento banco de capacitores
Figura A.11: Valores de potencias obtenidas fase A en el plano 778-08
Figura A.12: Valores de potencias obtenidas fase B en el plano 778-08
71
72
A Datos
Figura A.13: Valores de potencias obtenidas fase C en el plano 778-08
Figura A.14: Valores de factor de potencia obtenido en el plano 778-51
A.3. Plantilla mantenimiento banco de capacitores
Figura A.15: Valores de potencias obtenidas fase A en el plano 778-51
Figura A.16: Valores de potencias obtenidas fase B en el plano 778-51
73
74
A Datos
Figura A.17: Valores de potencias obtenidas fase C en el plano 778-51
A.3. Plantilla mantenimiento banco de capacitores
Figura A.18: Pruebas a aplicar sobre bancos de capacitores
75