INFORME TÉCNICO N°074-2023 CLIENTE: Unidad de peaje Mocce – zonal II Lambayeque. ASUNTO: Servicio de Análisis de Cargas eléctricas, identificación, ordenamiento y adecuación de circuitos monofásicos a trifásicos en los tableros de distribución de la unidad de Peaje Mocce. LUGAR: Unidad de Peaje Mocce ubicada en antigua carretera Panamericana Norte Km 2. DE: Ing. Jorge Paiva Quesquén - JOPAING S.A.C. AL: PROYECTO ESPECIAL DE INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE NACIONAL – PROVIAS NACIONAL. Sra. Silvia Rivasplasta Hoyos (responsable de abastecimiento y servicios generales – MTC – Provias Nacional) y Sra. Rosa Cabrejos Panta – unidad administrativa). FECHA: 31/12/2023 1 INTRODUCCIÓN Mediante el presente, informo a usted las labores realizadas en el servicio del asunto arriba mencionado, con el fin de mantener en óptimas condiciones de operación y servicio los tableros de distribución de cargas eléctricas y el sistema de emergencia en caso de cortes de energía (apagones) la unidad de peaje Mocce. RELACIÓN DE TRABAJOS REALIZADOS 1. Monitoreo de las redes de alimentación al tablero principal de distribución de cargas eléctricas, ubicado en la caseta del grupo de emergencia con el fin de analizar el estado de las redes, el perfil de carga diario y el equilibrio de cargas eléctricas. Se instalo un equipo analizador de redes eléctricas marca METREL MI2885. 2. Cambio de 09 reflectores leds antiguos de 400W por 09 reflectores leds de 100 W en postes de concreto alumbrado exterior. 3. Cambio de 09 reflectore leds de 100w por 09 de 50 W en los carriles de acceso a las casetas de cobranza. 4. Identificación, ordenamiento y adecuación de los circuitos monofásicos a trifásicos, en los tableros de distribución con el fin de equilibrar las cargas eléctricas logrando una mayor estabilidad y calidad del suministro eléctrico, así como del grupo electrógeno que operara en caso de emergencia. 5. Instalación de 50m de cable 8AWG en el tablero de la oficina de administración y el tablero general de distribución para balancear las cargas monofásicas y trifásicas. 6. Reubicación del circuito de alimentación del equipo de aire acondicionado de la oficina administrativa, con el fin de balancear las cargas eléctricas, 7. Prueba del grupo electrógeno con las cargas equilibradas (No incluye el aire acondicionado de casteas de cobranza) e instalación de luz piloto para señalización de retorno de energía en tablero principal. 8. Resultado del Monitoreo de cargas con el equipo analizador (Se adjunta en Anexo). CONCLUSIONES DEL INFORME: ✓ Al reemplazar los reflectores leds antiguos de 400W por luminarias Leds de 100w se logro reducir la potencia instalada en equipos de iluminación exterior. Lo mismo que en los carriles de acceso a las casetas de cobranza. ✓ Al realizar la identificación, ordenamiento y adecuación de los circuitos monofásicos a trifásicos, se logro equilibrar las cargas eléctricas en el sistema trifásico, en cada una de fases, lo cual dará mayor estabilidad y confiabilidad al sistema eléctrico principal y al de emergencia. 2 ✓ Según la prueba de operación con carga realizada, el grupo electrógeno entrara en servicio con una carga base aproximada del 80% (35 Amperios o 10.4 KW). Según se muestra en el registro fotográfico. RECOMENDACIONES DEL INFORME ➢ Se recomienda realizar el mantenimiento preventivo del grupo electrógeno correspondiente a las horas de trabajo efectivo según el manual del fabricante. ➢ Las pruebas de rutina del grupo electrógeno. deberán hacerse con una frecuencia quincenal, y se deberá realizar con la carga base señalada, por un promedio 15 minutos. ➢ En caso de un corte de energía (apagón); tener en cuenta el encendido de la luz piloto color rojo, ubicado en la parte superior del tablero de transferencia manual, para identificar el retorne de la energía del sistema principal (ENSA) y poder apagar el grupo electrógeno y restablecer el sistema eléctrico de ENSA. 3 REGISTRO FOTOGRÁFICO Identificación, ordenamiento y adecuación de los circuitos monofásicos a trifásicos. Reubicación del circuito de alimentación del equipo de aire acondicionado de la oficina administrativa. Pruebas del grupo electrógeno con las cargas equilibradas. Gráfico 01 Gráfico 02 Gráfico 03 Gráfico 04 4 Gráfico 05 Gráfico 07 Gráfico 06 Gráfico 08 5 Monitoreo de las redes de alimentación al tablero principal de distribución de cargas eléctricas, ubicado en la caseta del grupo de emergencia con el fin de analizar el estado de las redes, el perfil de carga diario y el equilibrio de cargas eléctricas. Se instalo un equipo analizador de redes eléctricas marca METREL MI2885. Cambio de 09 reflectores led de 100w por 09 de 50 W en los carriles de acceso a las casetas de cobranza. Gráfico 09 Gráfico 10 Gráfico 11 6 Instalación de luz piloto para señalización de retorno de energía en tablero principal Gráfico 12 7 INFORME DEL ANÁLISIS DE CARGAS ELÉCTRICAS REALIZADO CON ANALIZADOR DE REDES METREL MI 2885 POWER MASTER 8 Contenido INFORME DEL ANÁLISIS DE CARGAS ELÉCTRICAS REALIZADO CON ANALIZADOR DE REDES METREL MI 2885 POWER MASTER ......................................................................8 Monitoreo en el punto especificado ..................................................................................10 Propiedades del registro ....................................................................................................11 Ajustes de medición ...........................................................................................................11 Propiedades del instrumento ............................................................................................11 Ajustes RVC ........................................................................................................................11 Información diversa ...........................................................................................................11 TENDENCIA DE LOS VALORES DE TENSIÓN ENTRE LAS FASES U12 .......................... 12 TENDENCIA DE LOS VALORES DE TENSIÓN ENTRE LAS FASES U23 .......................... 13 TENDENCIA DE LOS VALORES DE TENSIÓN ENTRE LAS FASES U31 .......................... 14 TENDENCIA DE LOS VALORES DE CORRIENTE I1 ....................................................... 15 TENDENCIA DE LOS VALORES DE CORRIENTE I2 ....................................................... 16 TENDENCIA DE LOS VALORES DE CORRIENTE I3 ....................................................... 17 TENDENCIAS DE LOS VALORES MEDIOS DE CORRIENTE EN TODAS LAS FASES ...... 18 TENDENCIA DE LOS VALORES DE POTENCIA REACTIVA ............................................ 19 TENDENCIA DE LOS VALORES DE POTENCIA APARENTE ........................................... 20 TENDENCIA DE LOS VALORES DEL FACTOR DE POTENCIA ........................................ 21 Resumen de valores promedio ...................................................................................... 22 Análisis de la facturación ............................................................................................... 25 CONCLUSIONES DEL ANÁLISIS DE CARGAS ELÉCTRICAS .......................................... 28 RECOMENDACIONES DEL ANÁLISIS DE CARGAS ELÉCTRICAS .................................. 28 9 Monitoreo en el punto especificado Una vez identificado el punto de medición, el cual fue el tablero de distribución eléctrica ubicado en la caseta del grupo electrógeno, se procedió a realizar la medición, la cual se desarrolló durante siete días continuos para el punto de medición. Gráfico 01. Ubicación del tablero e instalación del Analizador de redes Metrel MI 2885. La medición se llevó a cabo con el analizador de redes MI 2885 de la marca METREL ® de la empresa JOPAING S.A.C. Gráfico 02: Analizador de redes MI 2885 POWER MASTER. 10 Perfil: Propiedades del registro Estándar. Hora de inicio: 23/12/2023 11:30:00. Hora de parada: 30/12/2023 12:45:00. Duración: 7d 1h 15 min 0s. Número de intervalos: 677. Duración de los intervalos: 15 min 0s. Causa del inicio: Presión de tecla. Causa de parada: Parada manual. Nombre del archivo: R0243GEN.REC. Sincronización del reloj: RTC. Tensión nominal: Ajustes de medición 220.0 V L-L Pinza I1/2/3: A1227 (30.00 A), Rango de medida de la pinza (30.00 A), Rango de medida del instrumento (100% del Rango de pinza), Relación del transformador de corriente: 1.00 A: 1.00 A. medida de la Pinza IN: None (0.00 A), Rango de medida de la pinza (0.00 A), Rango de medida del instrumento (100% del Rango de la pinza). Frecuencia nominal: 60Hz. Conexión: 3H. Modelo: Propiedades del instrumento MI 2885. Nombre del instrumento: Master Q4. Versión del hardware: 8. Versión del firmware: 2.0.3475 N/S: 16100709 Tensión nominal: Ajustes RVC 220.00 V L-L. Descargado utilizando: Información diversa Metrel PowerView v3.0.0.5936 (64-bit), es-PE. Versión de Windows: Windows 11 64-bit (Microsoft Windows NT 10.0.22621.0). 11 TENDENCIA DE LOS VALORES DE TENSIÓN ENTRE LAS FASES U12 Gráfico 03: Tendencia de los valores de tensión entre las fases U12. 12 TENDENCIA DE LOS VALORES DE TENSIÓN ENTRE LAS FASES U23 Gráfico 04: Tendencia de los valores de tensión entre las fases U23. 13 TENDENCIA DE LOS VALORES DE TENSIÓN ENTRE LAS FASES U31 Gráfico 05: Tendencia de los valores de tensión entre las fases U31. 14 TENDENCIA DE LOS VALORES DE CORRIENTE I1 Gráfico 06: Tendencia de los valores de corriente en la fase 1. 15 TENDENCIA DE LOS VALORES DE CORRIENTE I2 Gráfico 07: Tendencia de los valores de corriente en la fase 2. 16 TENDENCIA DE LOS VALORES DE CORRIENTE I3 Gráfico 08: Tendencia de los valores de corriente I3. 17 TENDENCIAS DE LOS VALORES MEDIOS DE CORRIENTE EN TODAS LAS FASES Gráfico 09: Tendencias de los valores medios de corriente en todas las fases. 18 TENDENCIA DE LOS VALORES DE POTENCIA REACTIVA Gráfico 10: Tendencia de los valores de Potencia reactiva. 19 TENDENCIA DE LOS VALORES DE POTENCIA APARENTE Gráfico 11: Tendencia de los valores de Potencia aparente. 20 TENDENCIA DE LOS VALORES DEL FACTOR DE POTENCIA Gráfico 12: Tendencia de los valores del Factor de potencia. 21 22 Resumen de valores promedio Tensión [V] U12 (Min) [V] U12 (Med) [V] U12 (Max) [V] 217.77 221.24 223.64 Corriente [A] Fase: 1 I1 (Min) [A] I1 (Med) [A] I1 (Max) [A] Media [A] 15.05 18.32 29.00 Fase: 2 I2 (Min) [A] I2 (Med) [A] I2 (Max) [A] Media [A] 22.08 23.67 28.61 Fase: 3 I3 (Min) [A] I3 (Med) [A] I3 (Max) [A] Media [A] 15.35 18.32 29.70 Potencia Reactiva [kVar] Ntoind (Min) Ntoind (Med) Ntoind (Max) [kVar] [kVar] [kVar] Media [kVar] 0.25 0.33 1.53 Potencia Aparente [kVA] Setot (Min) [kVA] Setot (Med) [kVA] Setot (Max) [kVA] Media [kVar] 6.97 7.80 10.84 Factor de Potencia Media 0.60 Tabla N°01: Resumen de valores promedio de tensión, corriente, potencia reactiva, aparente y factor de potencia. Fases Media [V] Los valores de tensión, corriente, potencia reactiva, potencia aparente y factor de potencia se encuentran dentro de los niveles esperados. A pesar que se observan algunos valores fuera de lo esperado en las gráficas para tensión, estos son pocos y no afectan la calidad de la tensión recibida por la unidad de Peaje Mocce. Gráfico 13: Vista de calendario del Perfil de demanda de potencia general durante el periodo de toma de datos (Generado con el complemento de Excel “Energy Lens”). Máxima demanda de potencia registrada durante el periodo de toma de datos: 11.05 KW a las 19:00 horas del miércoles 27 de diciembre del 2023. 22 Valores Máximos, promedios y mínimos del Perfil de Potencia Unidad de Peaje Mocce : 23 dic 2023 - 29 dic 2023 Maximum kW Average kW Minimum kW 12 10 8 6 4 2 23:00 22:00 21:00 20:00 19:00 18:00 17:00 16:00 15:00 14:00 13:00 12:00 11:00 10:00 09:00 08:00 07:00 06:00 05:00 04:00 03:00 02:00 01:00 0 00:00 kW (average power over 15-minute interval) 23 Time (15-minute intervals) Gráfico 14: Perfil de demanda de potencia característico diario de la Unidad de Peaje Mocce. Del Perfil de demanda de potencia característico diario podemos deducir que las horas en donde se presenta mayor demanda de potencia es a partir de las 19:00 horas hasta las 06:30 horas, lo que indicaría que la U. Peaje es un usuario presente en horas fuera de punta. Valores máximos, promedios y mínimos de Potencia diarios Unidad de Peaje Mocce Maximum kW 12.00 10.71 10.33 9.78 10.13 6.42 5.93 5.49 kW (power) 10.00 8.00 6.00 5.66 4.00 2.00 Average kW 1.39 1.59 23 Dic 23 24 Dic 23 1.36 0.00 25 Dic 23 Minimum kW 11.05 10.80 5.89 4.35 2.98 0.01 0.00 0.00 0.64 0.00 26 Dic 23 27 Dic 23 28 Dic 23 29 Dic 23 Date Gráfico 15: Valores máximos, promedios y mínimos de potencia diarios durante los días de toma de datos para la Unidad de Peaje Mocce. 23 24 Consumo de energía eléctrica diario durante el periodo de toma de datos (kWh) 200.00 180.00 160.00 140.00 120.00 100.00 80.00 60.00 40.00 20.00 0.00 158.08 173.73 162.32 153.04 171.82 131.11 37.87 Gráfico 16: Consumo de energía eléctrica diario durante el registro de datos. Consumo de energía registrado durante el periodo de toma de datos – Unidad de Peaje Mocce Fecha Consumo (Wh) Consumo (kWh) 23/12/2023 158082.28 158.08 24/12/2023 173726.49 173.73 25/12/2023 162323.89 162.32 26/12/2023 153040.99 153.04 27/12/2023 171823.09 171.82 28/12/2023 131114.07 131.11 29/12/2023 37870.05 37.87 Consumo de energía promedio diario 141.14 Consumo de energía mensual 4234.20 aproximado Tabla N°02: Consumo de energía registrado durante el periodo de toma de datos. Del gráfico podemos deducir que el día domingo 24 fue el día de la semana con mayor consumo de energía eléctrica del peaje con 173.73 kWh seguido del día miércoles 27 con 171.82 kWh. 24 25 Análisis de la facturación La tarifa actual que posee la Unidad de Peaje Mocce es la BT5B, esta tarifa la utilizan los usuarios alimentados en B.T con una demanda máxima mensual de hasta 20KW en horas punta y fuera de punta o con una máxima demanda mensual de hasta 20 KW en horas punta y de hasta 50 KW en horas fuera de punta. Para la facturación del consumo de energía activa, se toma el consumo registrado del mes, multiplicándose por el respectivo precio unitario. En esta opción, solo se factura la energía activa. Suministro 25724806 Consumo kWh Costo Energía activa Otros cargos Total Recibo del mes Enero-23 Febrero-23 Marzo-23 Abril-23 Mayo-23 Junio-23 Julio-23 Agosto-23 Septiembre-23 Octubre-23 Noviembre-23 Diciembre-23 4203 3659 3984 3918 4389 4180 4271 3965 3825 3764 5759 5752 S/ 3 361.56 S/ 2 858.04 S/ 3 025.85 S/ 2 961.62 S/ 3 281.22 S/ 3 104.49 S/ 3 163.53 S/ 2 858.37 S/ 2 691.65 S/ 2 656.63 S/ 3 993.29 S/ 4 102.90 S/ 656.24 S/ 568.46 S/ 573.85 S/ 579.38 S/ 655.68 S/ 621.01 S/ 515.07 S/ 573.73 S/ 530.85 S/ 522.77 S/ 782.41 S/ 920.10 S/ 4 017.80 S/ 3 426.50 S/ 3 599.70 S/ 3541.00 S/ 3936.90 S/ 3 725.50 S/3 678.60 S/3 432.10 S/ 3 222.50 S/ 3 179.40 S/ 4 775.70 S/ 5 023.00 % del Costo de Energía activa con respecto al Costo total del recibo 83.67% 83.41% 84.06% 83.64% 83.35% 83.33% 86.00% 83.28% 83.53% 83.56% 83.62% 81.68% % del Costo de otros cargos con respecto al Costo total del recibo 16.33% 16.59% 15.94% 16.36% 16.65% 16.67% 14.00% 16.72% 16.47% 16.44% 16.38% 18.32% Tabla N°03: Cuadro resumen de los recibos de energía del peaje Mocce – 2023. Consumo de Energía activa (kWh) 7000.00 5 759 5 752 6000.00 5000.00 4000.00 4 203 3 659 3 984 3 918 4 389 4 180 4 271 3 965 3 825 3 764 3000.00 2000.00 1000.00 0.00 Gráfico 17: Tendencia del consumo de energía activa – Unidad de Peaje Mocce. 25 26 De acuerdo al gráfico mostrado los meses de mayor consumo de energía fueron noviembre y diciembre con 5 759 kWh y 5 752 kWh respectivamente. Se observa también del mes de octubre a noviembre un aumento del 53% del consumo de energía activa en kWh. % del Costo de la energía vs % del Costo de otros cargos 100% 80% 60% 40% 20% 0% Costo Energía activa Otros cargos Gráfico 18: Comparación porcentual entre el Costo de la energía activa vs el Costo de otros cargos facturables. “Otros cargos” comprende: Cargo Fijo, Cargo por reposición y mantenimiento de la conexión, Interés compensatorio, Interés moratorio, IGV, Saldo por redondeo y el Aporte Ley Nro28749 (Aporte a la electrificación rural). El gráfico anterior muestra que en promedio del Costo total del recibo de energía eléctrica el 83.59% del costo está relacionado con el consumo de energía activa y que el 16.41% restante se relaciona con cargos, impuestos y aportes varios. Costo total del Recibo S/ 6 000 5 023.00 4 775.70 S/ 5 000 4 017.80 3 936.90 3 599.70 3 725.503 678.60 3 541.00 3 432.10 3 426.50 3 222.503 179.40 S/ 4 000 S/ 3 000 S/ 2 000 S/ 1 000 S/ 0 Gráfico 19: Tendencia del Costo total del recibo de energía eléctrica – U. Peaje Mocce. 26 27 Cuadro resumen – análisis tarifario U. Peaje Mocce 2023 Consumo de energía activa promedio 4 305.75 kWh mensual. Costo de la energía activa promedio S/ 3 171.60 mensual. Costo total del recibo promedio S/ 3 796.56 mensual. Tabla 04: Cuadro resumen del análisis tarifario Unidad de Peaje Mocce – 2023. 27 28 CONCLUSIONES DEL ANÁLISIS DE CARGAS ELÉCTRICAS 1. De acuerdo al Perfil de demanda de potencia característico diario y a los intervalos de consumo de energía eléctrica registrados, los mayores intervalos de demanda de potencia y de consumo de energía se registraron en el horario desde las 19:00 horas hasta las 06:30 horas con algunos picos de demanda de potencia y consumo de energía durante la tarde a las 12:45 y 15:45 horas.. 2. La máxima demanda de potencia registrada, durante el periodo de registro de datos, fue de 11.05 KW a las 19:00 horas del miércoles 27 de diciembre del 2023 y junto con el perfil de demanda de potencia general podemos concluir que se están desarrollando excesos de potencia (Potencia contratada 9KW) mayormente en el horario de las 19:00 horas hasta las 06:30 horas que abarca la mayor parte del horario de horas punta (18:00 a 23:00 horas) y algunos periodos del horario fuera de punta. 3. De acuerdo a la información obtenida del analizador de redes Metrel, se ha podido establecer un consumo de energía eléctrica promedio diario de 141.14 kWh, lo cual hace un consumo de energía eléctrica mensual aproximado de 4 234.20 kWh muy cercano al consumo de energía activa promedio mensual obtenida de la base de datos de los recibos del 2023 de 4 305.75 kWh. 4. Del análisis de los recibos de energía eléctrica (en la tarifa BT5B) se observa que el 83.59% del costo del recibo está relacionado al costo de la energía activa y el 16.41% restante se relaciona con el costo de los “Otros cargos” a saber: Cargo fijo, Cargo por reposición y mantenimiento de la conexión, Interés compensatorio, Interés moratorio, IGV y Aporte Ley Nro28749. 5. Los valores de tensión, corriente, potencia reactiva, potencia aparente y factor de potencia se encuentran dentro de los niveles esperados. A pesar que se observan algunos valores fuera de lo esperado (sobretensiones y subtensiones) en las gráficas para tensión, estos son pocos y no afectan la calidad de la tensión recibida por la unidad de Peaje Mocce. RECOMENDACIONES DEL ANÁLISIS DE CARGAS ELÉCTRICAS 1. Se recomienda realizar otro estudio de cargas eléctricas dentro de seis meses para evaluar la evolución de la demanda de potencia y el consumo de energía eléctrica además de determinar la tarifa eléctrica más adecuada en baja tensión para la unidad de peaje Mocce. 2. Es recomendable realizar un estudio de factibilidad en cuanto a la utilización de energías renovables como los sistemas solares fotovoltaicos para conseguir ahorros de energía en la unidad de peaje Mocce. 28
