ESCUELA POLITÉCTICA NACIONAL - EPN: Página de...

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EESSTTUUDDIIOO DDEELL NNIIVVEELL DDEE VVOOLLTTAAJJEE,, PPEERRTTUURRBBAACCIIOONNEESS YY

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QQuuii ttoo,, jjuunniioo 22000077

DDEECCLLAARRAACCIIÓÓNN

Yo, Mauricio Andrés Bedón Huaca, declaro bajo juramento que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún

grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual

correspondiente a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo

establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la

normatividad institucional vigente.

Mauricio Andrés Bedón Huaca

CCEERRTTIIFFIICCAACCIIÓÓNN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Mauricio Andrés Bedón

Huaca, bajo mi supervisión.

Ing. Luis Taco

DIRECTOR DEL PROYECTO

DDEEDDIICCAATTOORRIIAA

A mis padres, Lupita y José, manos guías en mi vida

y principal apoyo para cumplir mis objetivos

A mis queridas hermanas, quienes cada día

me llenan de incontables alegrías

A mi tío, José Huaca, hombre constante y

emprendedor, mi motivación

A la memoria de mi abuelito Humberto,

del cual conservaré sus valiosos consejos

AAGGRRAADDEECCIIMMIIEENNTTOO

Expreso mi sincero agradecimiento a los profesores de la Carrera de Ingeniería

Eléctrica de la Escuela Politécnica Nacional, que me brindaron conocimiento y

con su visión guiaron mi carrera universitaria.

Un reconocimiento especial al Ing. Luis Taco Villalba, DIRECTOR DE TESIS,

quien con su experiencia y orientación me ayudo a conseguir mi meta

propuesta.

A los directivos y personal técnico de la Empresa Eléctrica Regional Norte S.A.,

EMELNORTE, por facilitarme información necesaria para la investigación y

desarrollo del presente trabajo.

En general, a la colaboración de todas aquellas personas, quienes permitieron

la culminación satisfactoria del mismo.

EL AUTOR

RESUMEN

El Consejo Nacional de Electrificación viene trabajando conjuntamente con las

empresas distribuidoras desde el año 2001 en la ejecución de la regulación

004/01, que establece los niveles de calidad de la prestación del servicio

eléctrico de distribución y los procedimientos de evaluación a ser observados

por parte de las empresas distribuidoras para garantizar a futuro un grado

satisfactorio de la distribución de toda la energía eléctrica.

En este proyecto de titulación se ha puesto énfasis en la calidad del producto

eléctrico, una de las tres partes que forman la regulación 004/01 aplicada hacia

los consumidores industriales tipo florícola y los alimentadores que suministran

la energía eléctrica a estos industriales.

Para la Empresa Eléctrica Regional Norte S.A. los consumidores especiales

tipo florícola del cantón Cayambe son de gran importancia por lo que se ha

visto pertinente efectuar un análisis para evaluar la calidad del producto

eléctrico de los transformadores y redes eléctricas que pertenecen a estos

consumidores, así como también de los alimentadores que suministran el

servicio eléctrico a este tipo de consumidores.

Se plantea a la empresa distribuidora un criterio de mejoramiento, de los

parámetros que determinan la calidad del producto estableciendo su beneficio;

se propone una serie de cambios en la regulación actual para mejorar el control

y evaluación de la calidad del producto eléctrico tanto para la empresa

distribuidora como para los consumidores; y se plantean las posibles

soluciones técnicas económicas a los problemas actuales de las redes

eléctricas de los consumidores y de los alimentadores que suministran el

servicio eléctrico a este tipo de consumidores.

CCOONNTTEENNIIDDOO

1. INTRODUCCIÓN 1

1.1. ARGUMENTO 1

1.2. OBJETIVO GENERAL 3

1.3. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 3

1.4. ALCANCE 4

1.5. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO 5

2. MARCO TEÓRICO. 8

2.1. INTRODUCCIÓN 8

2.2. DEFINICIONES 8

2.2.1. ARMÓNICOS 8

2.2.1.1. PRINCIPALES FUENTES DE ARMÓNICOS 10

2.2.1.2. PRINCIPALES DISTURBIOS ORIGINADOS POR LOS ARMÓNICOS 12

2.2.1.3. ATENUACIÓN DE ARMÓNICOS 15

2.2.2. FLICKER (PARPADEO) 19

2.2.2.1. PERTURBADORES 20

2.2.2.2. EFECTOS DEL FLICKER 20

2.2.3. VARIACIONES DE VOLTAJE 21

2.2.4. FACTOR DE POTENCIA (PF) 21

2.2.4.1. EFECTOS DE UN BAJO FACTOR DE POTENCIA 22

2.2.4.2. COMPENSACIÓN DE REACTIVOS. 23

2.2.5. FACTOR DE CARGA (FC) 28

2.2.6. FACTOR DE USO (FU) 29

2.2.7. PORCENTAJE DE DESBALANCE 29

2.2.8. FACTORES ECONÓMICOS 30

2.3. METODOLOGÍA 31

2.3.1. ELECCIÓN DE LOS PUNTOS A MEDIR 31

2.3.2. ADQUISICIÓN DE MEDICIONES 32

2.3.3. PROCESAMIENTO 33

2.3.4. CAUSAS Y POSIBLES SOLUCIONES A PROBLEMAS 37

2.4. RESUMEN 37

3. EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DEL PRODUCTO ELÉCTRICO 39


3.2. SUBESTACIÓN CAYAMBE 40

3.3. ADQUISICIÓN DE MEDICIONES 43

3.4. PUNTOS DE MEDICIÓN 45

3.4.1. NIVEL DE VOLTAJE 50

3.4.1.1. QUALITY SERVICES – C2T169 (VOLTAJE) 50

3.4.1.2. FLORÍCOLA SAN JORGE – C3T19 (VOLTAJE) 51

3.4.1.3. ROSADEX S.A. – C5T172 (VOLTAJE) 53

3.4.1.4. ROSADEX S.A. – C5T173 (VOLTAJE) 54

3.4.1.5. GARDAEXPORT S.A. – C5T22 (VOLTAJE) 56

3.4.1.6. ALIMENTADOR C2 SUBESTACIÓN CAYAMBE (VOLTAJE) 57



3.4.2. ARMÓNICOS DE VOLTAJE 61

3.4.2.1. QUALITY SERVICES – C2T169 (ARMÓNICOS DE VOLTAJE) 61

3.4.2.2. FLORÍCOLA SAN JORGE – C3T19 (ARMÓNICOS DE VOLTAJE) 62

3.4.2.3. ROSADEX S.A. – C5T172 (ARMÓNICOS DE VOLTAJE) 62

3.4.2.4. ROSADEX S.A. – C5T173 (ARMÓNICOS DE VOLTAJE) 63

3.4.2.5. GARDAEXPORT S.A. – C5T22 (ARMÓNICOS DE VOLTAJE) 64

3.4.3. ARMÓNICOS DE CORRIENTE 65

3.4.3.1. QUALITY SERVICES – C2T169 (ARMÓNICOS DE CORRIENTE) 65

3.4.3.2. FLORÍCOLA SAN JORGE – C3T19 (ARMÓNICOS DE CORRIENTE) 66

3.4.3.3. ROSADEX S.A. – C5T172 (ARMÓNICOS DE CORRIENTE) 68

3.4.3.4. ROSADEX S.A. – C5T173 (ARMÓNICOS DE CORRIENTE) 70

3.4.3.5. GARDAEXPORT S.A. - C5T22 (ARMÓNICOS DE CORRIENTE) 72

3.4.4. FLICKER DE CORTA DURACIÓN (PST) 73

3.4.4.1. QUALITY SERVICES – C2T169 (PST) 73

3.4.4.2. FLORÍCOLA SAN JORGE – C3T19 (PST) 74

3.4.4.3. ROSADEX S.A. – C5T172 (PST) 74

3.4.4.4. ROSADEX S.A. – C5T173 (PST) 75

3.4.4.5. GARDAEXPORT S.A. - C5T22 (PST) 75

3.4.5. FACTOR DE POTENCIA (PF) 76

3.4.5.1. QUALITY SERVICES – C2T169 (PF) 76

3.4.5.2. FLORÍCOLA SAN JORGE – C3T19 (PF) 76

3.4.5.3. ROSADEX S.A. – C5T172 (PF) 77

3.4.5.4. ROSADEX S.A. – C5T173 (PF) 78

3.4.5.5. GARDAEXPORT S.A. – C5T22 (PF) 78

3.4.5.6. ALIMENTADOR C2 SUBESTACIÓN CAYAMBE (PF) 79

3.4.5.7. ALIMENTADOR NÚMERO 3 SUBESTACIÓN CAYAMBE (PF) 79

3.4.5.8. ALIMENTADOR C5 SUBESTACIÓN CAYAMBE (PF) 80

3.5. RESUMEN 82

4. ANÁLISIS TÉCNICO 84


4.2. TRANSFORMADOR TRIFÁSICO DE 100 KVA (C5T172) 85

4.2.1. NIVEL DE VOLTAJE Y FLICKER 86

4.2.1.1. CÁLCULO DEL NIVEL DE VOLTAJE EN EL PRIMARIO DEL

TRANSFORMADOR 88

4.2.1.2. CÁLCULO DE PÉRDIDAS INICIALES DEL CIRCUITO DE C5T172 90

4.2.1.3. CÁLCULO DE LA CAÍDA DE VOLTAJE 91

4.2.2. FACTOR DE POTENCIA Y ARMÓNICOS 93

4.2.2.1. CÁLCULO DE LA POTENCIA REACTIVA 95

4.2.2.2. ARMÓNICOS 96

4.2.2.3. BANCO DE CAPACITORES (C5T172) 97

4.2.2.4. CÁLCULO DE LA FRECUENCIA DE RESONANCIA (C5T172) 97

4.2.3. CÁLCULO DE PÉRDIDAS FINALES DEL CIRCUITO DE C5T172 98

4.3. TRANSFORMADOR TRIFÁSICO DE 75 KVA (C5T173) 100

4.3.1. NIVEL DE VOLTAJE 101

4.3.1.1. CÁLCULO DEL NIVEL DE VOLTAJE EN EL PRIMARIO DEL

TRANSFORMADOR 101

4.3.1.2. CÁLCULO DE PÉRDIDAS INICIALES DEL CIRCUITO DE C5T173 103


4.3.2. FACTOR DE POTENCIA Y ARMÓNICOS 107

4.3.2.1. CÁLCULO DE LA POTENCIA REACTIVA 108

4.3.2.2. ARMÓNICOS 110

4.3.2.3. BANCO DE CAPACITORES (C5T173) 110

4.3.3. CÁLCULO DE PÉRDIDAS FINALES DEL CIRCUITO DE C5T173 113

4.4. ALIMENTADOR C5 SUBESTACIÓN CAYAMBE 115

4.4.1. ESQUEMA DE LA LÍNEA DE MV C5 116

4.4.2. ANÁLISIS DE LA CONFIGURACIÓN DE LA LÍNEA C5 117

4.4.2.1. FACTOR DE CARGA 118

4.4.2.2. FACTOR DE USO 118

4.4.2.3. PORCENTAJE DE DESBALANCE 119

4.4.2.4. PROPUESTAS 120

4.4.2.5. RESULTADOS 122

4.5. RESUMEN 123

5. EVALUACIÓN ECONÓMICA 127


5.2. TRANSFORMADOR C5T172 – ROSADEX S.A. 127

5.3. TRANSFORMADOR C5T173 – ROSADEX S.A. 130

5.4. RESUMEN 132

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 134

6.1. CONCLUSIONES 134

6.2. RECOMENDACIONES 136

A. ANEXO: EQUIPOS 138

A.1. MEMOBOX 300 138

A.1.1. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS 138

A.2. TOPAS 1000 141

A.2.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES 141

A.3. VERIFICACIÓN DEL ESTADO DEL EQUIPO 144

B. ANEXO: LÍMITES DE LA DISTORSIÓN ARMÓNICA INDIVIDUAL 145

C. ANEXO: EJEMPLO DE CRONOGRAMA SEMANAL PARA LA INSTAL ACIÓN

DE LOS EQUIPOS ANALIZADORES DE REDES 147

D. ANEXO: TABLA DE COEFICIENTES C 148

E. ANEXO: TABLAS PARA EL ANÁLISIS TÉCNICO – C5T172 150

E.1. PROCESO PARA REUBICACIÓN DE C5T172 150

E.2. MATERIALES Y PRESUPUESTOS PARA REUBICACIÓN DE C5T172 151

E.3. LEVANTAMIENTO DE CARGA PARA RED DE C5T172 153

E.4. MATERIALES Y PRESUPUESTOS DEL BANCO DE CAPACITORES 154

F. ANEXO: TABLAS PARA EL ANÁLISIS TÉCNICO – C5T173 155

F.1. LEVANTAMIENTO DE CARGA PARA RED DE C5T173 155

F.2. MATERIALES Y PRESUPUESTO PARA BANCO DE CAPACITORES 156

G. ANEXO: CONSUMIDORES ESPECIALES CON BAJO FACTOR DE P OTENCIA

S/E CAYAMBE 157

H. ANEXO: DATOS HISTÓRICOS PARA ESTUDIO ECONÓMICO 160

H.1. DATOS HISTÓRICOS PARA C5T172 160

H.2. DATOS HISTÓRICOS PARA C5T173 161

I. ANEXO: BIBLIOGRAFÍA 169

ESTUDIO DEL NIVEL DE VOLTAJE, PERTURBACIONES Y FACTOR DE POTENCIA EN INDUSTRIAS FLORÍCOLAS DEL CANTÓN CAYAMBE – EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL NORTE S.A.

ESCUELA POLITÈCNICA NACIONAL CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

1

1. INTRODUCCIÓN

1.1. ARGUMENTO

La Calidad de la Energía Eléctrica abarca el análisis de los parámetros relativos

a la evolución de la tensión y corriente entregadas por parte de los

distribuidores a los consumidores.

Estos parámetros (nivel de tensión, flicker, armónicos, desequilibrio, y otros...)

describen la onda de tensión y la de corriente dando una información muy

importante acerca de la calidad de red.

Una mala calidad en el suministro eléctrico puede afectar de forma muy

diversa, a las instalaciones eléctricas, pudiendo llegar a causar significativos

problemas en la instalación y en los equipos eléctricos conectados, por lo que

actualmente existen normas y regulaciones que definen no solo los niveles

mínimos de calidad de suministro eléctrico, sino como medir estos parámetros.

Este concepto de Calidad de la Energía Eléctrica, introducido recientemente en

el campo de la ingeniería eléctrica, es de gran interés por parte de los

distribuidores, de los consumidores y de los fabricantes de equipos, por los

siguientes motivos:

• Conseguir un servicio de electricidad con niveles de satisfacción adecuados

para los consumidores,

• La necesidad económica de aumentar la competitividad entre los

distribuidores,

• La difusión de equipos sensibles a las perturbaciones de tensión, siendo,

también ellos a su vez, perturbadores.



2

Conseguir un servicio de electricidad con niveles d e satisfacción

adecuados para los Usuarios de Distribución.

En normas internacionales, así también en leyes, reglamentos y regulaciones

nacionales se especifica los índices de calidad del producto suministrado, y de

los servicios técnico y comercial prestados bajo el cual se debe desarrollar la

actividad de distribución.

En nuestro país cumplir con los índices o indicadores de calidad exigidos en la

Regulación No. CONELEC – 004/01 significará tener un servicio de suministro

de energía eléctrica de calidad.

La necesidad económica de aumentar la competitivida d entre las

empresas.

� La reducción de ingresos debidos a la pérdida de continuidad del servicio y a

la falta de calidad.

El costo de las perturbaciones (cortes, caídas de tensión, armónicos,

sobrevoltajes atmosféricos, y otros…) es elevado.

Se debe tomar en cuenta que estas perturbaciones inciden en la falta de

producción, las pérdidas de materias primas, el reinicio de las máquinas y

herramientas, la falta de calidad de la producción y los retrasos de las entregas.

El mal funcionamiento o la parada de receptores prioritarios, como los

ordenadores, el alumbrado y sistemas de seguridad, pueden poner en duda la

seguridad de las personas (hospitales, aeropuertos, sitios públicos, edificios de

gran altura).

� La reducción de los costos debidos al sobredimensionamiento de las

instalaciones y aumento de las facturas de electricidad.

Otra consecuencia de la degradación de la Calidad de la Energía es la

sobrecarga de la instalación, que provoca un envejecimiento prematuro de las

redes y equipos eléctricos aumentando el riesgo de daños.



3

La difusión de equipos sensibles a las perturbacion es de tensión, siendo,

también ellos a su vez, perturbadores.

Se constata el desarrollo y la generalización de uso de variadores de velocidad

en la industria, y de sistemas informáticos y alumbrados fluorescentes en el

sector servicios y en el doméstico. Estos equipos tienen la particularidad de ser

a la vez sensibles a las perturbaciones de la tensión y generadores de

perturbaciones.

Su abundancia dentro de una misma localización exige una alimentación

eléctrica cada vez mejor en términos de continuidad y de calidad. En efecto, la

parada temporal de un elemento de la cadena puede provocar la parada del

conjunto del sistema de producción (fábricas de cemento, tratamiento del agua,

logística de suministros, imprentas, industrias siderúrgicas o petroquímicas) o

de servicios (telecomunicaciones, centros de cálculo, bancos...).

1.2. OBJETIVO GENERAL

• Analizar las actuales condiciones del nivel de voltaje,

perturbaciones y factor de potencia que se presentan en los

transformadores de los consumidores tipo florícola y determinar las

posibles soluciones en caso de ser necesario.

1.3. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Analizar los alimentadores de las subestaciones, que sirven a las

industrias florícolas más importantes del cantón Cayambe, en lo

concerniente al nivel de voltaje y factor de potencia.

• Evaluar en las industrias florícolas el nivel de voltaje,

perturbaciones y factor de potencia señalando si se cumplen con

los índices de calidad establecidos en Regulación No. CONELEC –

004/01 numeral 2 y en las Normas Técnicas del Servicio de

Distribución –NTSD- de Guatemala artículo 42.



4

• Analizar en las industrias florícolas el tipo de carga, su

comportamiento horario identificando los equipos perturbadores.

• Determinar los principales problemas en los consumidores

industriales tipo florícola y señalar las recomendaciones técnicas

económicas que permitan mejorar la eficiencia de las redes de sus

redes.

• Analizar y evaluar la configuración actual de las redes de

distribución de los alimentadores que suministran energía a las

florícolas que se tomarán en estudio y formular soluciones en caso

de ser necesarias.

1.4. ALCANCE

Para la empresa distribuidora los consumidores alimentados en medio voltaje

son considerados de gran importancia.

Con la finalidad y necesidad de asegurar un nivel satisfactorio de la prestación

del servicio eléctrico el presente proyecto de titulación pretende realizar un

estudio de la calidad del producto en consumidores y alimentadores de la

subestación Cayambe perteneciente a EMELNORTE S.A.

Para esto se realizará el estudio del Nivel de Voltaje, Perturbaciones y Factor

de Potencia según lo especificado en la Regulación No. CONELEC – 004/01

numeral 2 y en las Normas Técnicas del Servicio de Distribución –NTSD- de

Guatemala artículo 42.

Para el nivel de voltaje se realizarán mediciones necesarias para calcular el

índice de calidad del nivel de voltaje luego de lo cual se determinará si se

cumple con los límites y rangos.

Se analizarán también tres tipos de perturbaciones que son: parpadeo,

armónicos de voltaje y de corriente; se determinará su influencia en la red y el

cumplimiento de los límites y rangos.



5

En lo referente al factor de potencia, se realizará las mediciones para

determinar el factor de potencia y se establecerá si se cumple con los ímites y

rangos.

Las mediciones se realizarán mediante los equipos que la Empresa Regional

Norte S.A. posee, que son:

• MEMOBOX 300

• TOPAS 1000

• ION 3000

Se determinará el estado actual de los circuitos de la subestación Cayambe

que alimentan a consumidores en medio voltaje para recomendar posibles

soluciones que ayuden a mejorar la calidad del producto eléctrico en lo

referente al nivel de voltaje, perturbaciones y factor de potencia, en caso de ser

necesario.

Se utilizarán el programa SPARD para simular las redes eléctricas.

1.5. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO

El sector industrial florícola de Cayambe constituye la mayoría de los

consumidores especiales de EMELNORTE, así como también una de las zonas

con mayores problemas con respecto a la calidad del suministro eléctrico. Por

lo tanto es indispensable realizar el estudio propuesto para dar solución final a

los problemas que diariamente perjudican al sector industrial y a la empresa

distribuidora.

El Reglamento de Suministro del Servicio de Electricidad, establece que dicho

instrumento será complementado con regulaciones aprobadas por el

CONELEC y por instructivos y procedimientos dictados por los distribuidores e

conformidad con este Reglamento.1

Extracto Regulación No. CONELEC – 004/01 1 Reglamento de Suministro del Servicio de Electricidad



6

1.3 Responsabilidad y Alcance

Las Empresas Distribuidoras tienen la responsabilidad de prestar el servicio

eléctrico a los Consumidores ubicados en su zona de Concesión, dentro de los

niveles de calidad establecidos, en virtud de lo que señala la Ley de Régimen

del Sector Eléctrico, los Reglamentos aplicables, el Contrato de Concesión y

las Regulaciones correspondientes.

1.4 Organismo Competente

El cumplimiento de los niveles de Calidad de Servicio será supervisado y

controlado por el Consejo Nacional de Electricidad CONELEC, a través de los

índices que se establecen en la presente Regulación.

1.5 Aspectos de Calidad

La Calidad de Servicio Eléctrico se medirá considerando los aspectos

siguientes:

Calidad del Producto:

a) Nivel de voltaje

b) Perturbaciones de voltaje

c) Factor de Potencia

Calidad del Servicio Técnico:

a) Frecuencia de Interrupciones

b) Duración de Interrupciones

Calidad del Servicio Comercial:

a) Atención de Solicitudes

b) Atención de Reclamos

c) Errores en Medición y Facturación

Extracto Artículo 42. Tolerancias para la Distorsió n Armónica de la

Corriente de Carga.

La distorsión armónica de tensión producida por una fuente de corriente

armónica dependerá de la potencia del Usuario, del nivel de tensión al cual se

encuentra conectado, y del orden de la armónica.

Se considerará que la energía eléctrica es de mala calidad cuando en un lapso

de tiempo mayor al cinco por ciento, del empleado en las mediciones en el

Período de Medición, dichas mediciones muestran que la Distorsión Armónica

de la Corriente de Carga ha excedido el rango de tolerancias establecidas.



7



8

2. MARCO TEÓRICO.

2.1. INTRODUCCIÓN

En este capítulo se dan a conocer los conceptos de los parámetros eléctricos

que influyen directamente en las condiciones de calidad del producto eléctrico.

Esto conlleva a determinar los efectos que causan dichos parámetros a las

redes eléctricas y por lo tanto a todos los equipos que se conectan a estas;

integrando también las soluciones generales.

Se presenta también la metodología que se debe emplear para medir cada uno

de estos parámetros y las características principales de los equipos que van a

instalarse en los diferentes puntos para la adquisición de la información

necesaria para ejecutar este proyecto.

2.2. DEFINICIONES

2.2.1. ARMÓNICOS

Los armónicos distorsionan la forma original de la onda del voltaje y la de

corriente suministrada, esto se produce al sumar a la onda fundamental de

60Hz ondas de frecuencia de múltiplos enteros de la fundamental.

Toda función periódica, de frecuencia f, se puede descomponer en una suma

de senoides de frecuencia i x f (i: entero); i se llama orden o rango del armónico

(i > 1). La componente de primer orden es la componente fundamental y la

frecuencia f es de 60hz.

( ) ( )∑∞

=

++=1

0 22i

ii ifsenYYty ϕπ



9

El valor eficaz es:

...222

21

20 ++++= ief YYYYY

Donde:

• Y0: amplitud de la componente continua, generalmente nula en

distribución eléctrica en régimen permanente,

• Yi: valor eficaz de la componente de rango i,

• φi: desfase de la componente armónica en el momento inicial.

Normalmente, la amplitud de los armónicos disminuye con la frecuencia. Se

toma en consideración los armónicos hasta el orden o rango 40.

El factor de distorsión armónica individual (Vi’, Ii’) da una medida de la

importancia de cada armónico en relación a la fundamental:

( ) 100%1

' ×=V

VV i

i Factor de distorsión armónico individual de voltaje

( ) 100%1

' ×=I

II i

i Factor de distorsión armónico individual de corriente

La tasa de distorsión armónica total (THD: Total Harmonic Distortion) da una

medida de la deformación de la señal, es la razón entre el valor eficaz de los

armónicos y el valor eficaz de la fundamental, donde 0>THD :

∑∞

=

=

2

2

1r

r

Y

YTHD



10

2.2.1.1. PRINCIPALES FUENTES DE ARMÓNICOS

Las cargas se consideran no lineales cuando la intensidad que circula por ellas

no tiene la misma forma sinusoidal que la tensión que les alimenta.

Este tipo de cargas producen corrientes armónicas y se pueden clasificar

según su pertenencia al entorno industrial o doméstico.

Una carga no lineal cualquiera (Figura 2-1) absorbe una corriente que contiene

armónicos.

Figura 2-1: Carga no lineal

Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca

Las lámparas fluorescentes compactas son cargas que producen distorsión en

las redes eléctricas debido a que utiliza para su funcionamiento electrónica de

potencia, asi se puede ver en la Figura 2-2 las gráficas de la corriente y voltaje

obtenidas en tiempo real por el osciloscopio del equipo TOPAS 1000 del

circuito eléctrico de la Figura 2-1.



11

Figura 2-2: Formas de onda producidas por focos ahorradores

Fuente: Medición con equipo TOPAS 1000


1) CARGAS INDUSTRIALES

Debido a la flexibilidad de funcionamiento, excelente rendimiento energético y

prestaciones elevadas en la industria se ha ido generalizando el uso de

equipos que se basan en la electrónica de potencia.

Variadores de velocidad, rectificadores con diodos o tiristores, onduladores,

fuentes de alimentación conmutadas son algunos equipos basados en la

electrónica de potencia.

Otras cargas que producen perturbaciones son aquellas que utilizan el arco

eléctrico: hornos de arco, máquinas de soldar, lámparas de descarga, tubos

fluorescentes.

Son también generadores de armónicos (temporales) los arranques de motores

con arrancador electrónico y la conexión de transformadores de potencia.

2) CARGAS DOMÉSTICAS

La potencia unitaria de este tipo de cargas es considerablemente menor que

las cargas industriales, pero su efecto acumulado, por su demasía y su

utilización simultánea en períodos largos, las convierte en fuentes importantes

de distorsión armónica.



12

Las cargas domésticas con convertidores o con fuentes de alimentación

conmutada pueden ser: televisores, hornos de microondas, placas de

inducción, ordenadores, impresoras, fotocopiadoras, reguladores de luz,

equipos electrodomésticos, lámparas fluorescentes y de descarga.

2.2.1.2. PRINCIPALES DISTURBIOS ORIGINADOS POR LOS ARMÓNICOS2

Las corrientes y tensiones armónicas que se superponen a la fundamental

unen sus efectos sobre los aparatos y equipos conectados a la red eléctrica.

El flujo de armónicos en una instalación deteriora la calidad de la energía y

origina numerosos problemas instantáneos o a largo plazo.

1) RESONANCIA

La instalación de dispositivos tanto capacitivos como inductivos en sistemas de

distribución, provoca el fenómeno de resonancia, teniendo como resultado

valores extremadamente altos o bajos de impedancia. Estas variaciones en la

impedancia modifican la corriente y la tensión en el sistema de distribución.

El fenómeno de la resonancia aumenta la distorsión armónica en las redes de

distribución, y la causa de la mayor parte de las sobrecargas en los capacitores

de potencia.

Los fenómenos descritos, a continuación, son del tipo "resonancia paralelo".

Se considera el diagrama simplificado siguiente (Figura 2-3), donde se muestra

una instalación constituida por:

• Un transformador que suministra potencia.

• Cargas lineales.

• Cargas no-lineales generadoras de corrientes armónicas.

• Capacitores de compensación.

2 SCHNEIDER ELECTRIC, “Detección y filtrado de armónicos” Guía 5, páginas 20 - 28.



13

Figura 2-3: Esquema simplificado de una instalación

Fuente: SCHNEIDER ELECTRIC, “Detección y filtrado de armónicos” Guía 5

Para propósito de análisis de armónicos, el diagrama equivalente se muestra a

continuación (Figura 2-4).

Figura 2-4: Circuito equivalente del circuito eléctrico de la Figura 2-3


Si se desprecia la resistencia, R, tenemos:

21 ωωCL

jLZ

s

s

−= ó

cLs

cLs

XX

XXZ

−=

Entonces al igualarse estas impedancias a una cierta frecuencia, la impedancia

equivalente se hace infinito, y al existir una fuente de corriente a esa frecuencia

en paralelo, entonces se tienen sobrevoltajes ocasionando grandes corrientes

entre el sistema y el banco de capacitores.



14

De esta manera para que estas dos impedancias se iguales se necesita que

exista esta frecuencia llamada de resonancia dada por:

lfundamentar fQc

Sccf ×=

lfundamentarpr fhf ×=

Donde:

• fr = frecuencia de resonacia

• Scc = Potencia de cortocircuito en el punto de conexión del banco de

capacitores

• Qc = Capacidad del banco de compensación

• ffundamental = 60 Hz

• hrp = armónica resonante

2) AUMENTO DE LAS PÉRDIDAS

a. Pérdidas en los conductores

b. Pérdidas en las máquinas asíncronas

c. Pérdidas en los transformadores

d. Pérdidas en los capacitores

3) SOBRECARGA DE EQUIPOS

a. Generadores

b. Sistemas de Alimentación Ininterrumpidos (SAIs)

c. Transformadores

4) PERTURBACIONES EN CARGAS SENSITIVAS

a. Efectos de la distorsión del voltaje de alimentación

b. Perturbaciones en líneas telefónicas



15

5) IMPACTO ECONÓMICO

a. Pérdidas energéticas

b. Costos adicionales de potencia

c. Sobredimensionamiento de los equipos

d. Reducción de la vida útil de los equipos

e. Desconexiones indeseadas y paradas en la instalación

6) RESUMEN DE EFECTOS DE LOS ARMÓNICOS

De forma general todos los equipos sometidos a voltajes o atravesados por

corrientes armónicas, sufren más pérdidas (Tabla 2-1).

Tabla 2-1: Efectos de los armónicos.

EQUIPOS EFECTOS Capacitores • Calentamiento, envejecimiento prematuro (perforación), resonancia

Motores • Pérdidas y calentamientos suplementarios. • Reducción de las posibilidades de utilización a plena carga. • Par pulsante (vibraciones, fatiga mecánica). • Molestias sonoras.

Transformadores • Pérdidas (en el hierro y en el cobre) y calentamientos suplementarios. • Vibraciones mecánicas. Molestias sonoras.

Interruptores Automáticos • Disparos intempestivos (sobrepasar los valores de la tensión de cresta…).

Cables • Pérdidas dieléctricas y óhmicas suplementarias (particularmente en el neutro en caso de presencia del tercer armónico).

Ordenadores • Trastornos funcionales.

Electrónica de potencia • Trastornos debidos a la forma de onda (conmutación, sincronización).

Fuente: FERRACI Philippe, “La calidad de la energía eléctrica”, Cuaderno Técnico nº 199 SCHNEIDER ELECTRIC

2.2.1.3. ATENUACIÓN DE ARMÓNICOS

Las posibles soluciones para atenuar los efectos de los armónicos son de tres

naturalezas distintas:

• Adaptación de la instalación,

• Utilización de dispositivos particulares en la alimentación (inductancias,

transformadores especiales),

• Filtrado.



16

1) SOLUCIONES GENERALES

a. Ubicar las cargas perturbadoras aguas arriba de la red, ver Figura 2-5.

Figura 2-5: Alimentación lo más aguas arriba posible de cargas no-lineales.


b. Reagrupar las cargas perturbadoras, ver Figura 2-6.

Figura 2-6: Reagrupación de cargas no-lineales y alimentación lo más aguas arriba posible


c. Separar las fuentes, ver Figura 2-7.

Figura 2-7: Alimentación de cargas perturbadoras con transformador separado




17

d. Utilización de transformadores en conexiones pa rticulares.

Para eliminar ciertos armónicos, se utilizan algunos tipos de conexiones

especiales en los transformadores.

• Una conexión delta-estrella-delta eliminan los armónicos de orden 5 y 7.

• Una conexión delta-estrella elimina los armónicos de orden 3.

• Una conexión delta-zigzag elimina los armónicos de orden 5.

e. Inductancia antiarmónica

En el caso de alimentación de variadores de velocidad, se puede alisar la

corriente con la utilización de inductancias de línea. Aumentando la impedancia

del circuito de alimentación, se limita la corriente armónica.

2) FILTROS

En el caso que las acciones preventivas presentadas anteriormente no sean

suficientes, la instalación debe ser equipada con filtros.

a. Filtro pasivo

Un filtro pasivo es un circuito LC sintonizado a cada una de las frecuencias de

armónicos a filtrar, en paralelo con el dispositivo generador de armónicos (Figura

2-8).

Figura 2-8: Principio de utilización de un filtro pasivo




18

b. Compensador activo

Se aplica en instalaciones comerciales con un conjunto de generadores de

armónicos de potencia total inferior a aproximadamente 200 kVA.

El filtro activo reinyecta en fase opuesta los armónicos que circulan por la

carga, de tal manera que la corriente de línea Is permanece sinusoidal (Figura

2-9).

Figura 2-9: Principio de utilización de un filtro activo


c. Filtro híbrido

Los dos tipos de dispositivos presentados anteriormente, se pueden combinar

en un único dispositivo, constituyendo así un filtro híbrido (Figura 2-10).

Figura 2-10: Principio de utilización de un filtro híbrido




19

2.2.2. FLICKER (PARPADEO) 3

El flicker es el resultado de pequeñas oscilaciones del valor eficaz o amplitud

del voltaje en un rango menor al 10% del valor nominal; provocadas por el

funcionamiento de cargas variables importantes como hornos de arco, equipos

de soldadura, motores y otras; en rangos de frecuencia de 0 Hz a 25 Hz. Este

disturbio produce fluctuación del flujo luminoso de las lámparas, induciendo a

su vez la impresión de inestabilidad en la sensación visual (efecto parpadeo

visual).

Las cargas que perturban a la red pueden ubicarse en cualquier nivel de

tensión, en contraste las molestias producidas por el parpadeo se presenta en

las lámparas de baja tensión.

Esta definición del flicker trata de la variación de la amplitud menor al 10% del

voltaje nominal.

Principalmente el flicker es el resultado de:

• Las variaciones de voltaje periódicas y rápidas que se deben a cargas, o

conjunto de cargas, cuya utilización se caracteriza por una constante

variación de su demanda de potencia como por ejemplo los hornos de

arco y los equipos de soldadura.

• Las variaciones bruscas de voltaje, en intervalos superiores a algunos

segundos, que se producen de manera sistemática y/o errática. Estas

variaciones se deben a puestas en marcha de cargas importantes como

arranque de motores y maniobra de bancos de capacitores.

• Un incorrecto funcionamiento en el sistema de iluminación origina

fluctuaciones del flujo.

• Los tubos con balastro ferromagnético tradicional, que además del

parpadeo percibido al final de su vida, pueden generar flicker cuando

están asociados a un regulador. 3 WIERDA René, “Flicker o parpadeo de las fuentes luminosas”, Cuaderno Técnico nº. 176 Schneider Electric, páginas 7 - 13.



20

2.2.2.1. PERTURBADORES

El horno de arco es el principal generador de flicker. Su normal funcionamiento

provoca fluctuaciones de tensión, en particular en relación a la potencia de

cortocircuito de la red: habitualmente su valor es del orden de decenas de

MVA.

Los motores potentes, o grupos de motores, con arranques y paros frecuentes,

o con carga variable, como los de los trenes de laminación, así como las

máquinas con par resistente alterno, compresores, pueden producir flicker.

Los tiristores de mando sincopado se encienden durante periodos enteros, en

regulación por tren de ondas enteras, pero los tiempos de conducción son muy

breves, repetidos a frecuencias de algunos Hz. Por tanto son generadores de

flicker.

Los soldadores de arco de potencia relativamente débil no son muy molestos,

salvo utilización intensiva en casa de un consumidor en bajo voltaje. Por el

contrario los ciclos repetitivos de soldadores por resistencia, a frecuencias

comprendidas entre 0,1 y 1 Hz, están en el origen de perturbaciones en forma

de oscilaciones bruscas de tensión.

2.2.2.2. EFECTOS DEL FLICKER

Es un fenómeno de origen fisiológico visual que provoca fatiga física y síquica,

es decir cansancio visual y nervioso, que causa mayor molestia si ocurre

frecuentemente y de manera cíclica. Puede ocasionar cefaleas, migrañas, ser

causa de estrés y hasta llegar a ser un riesgo de salud, particularmente para

las personas propensas a la epilepsia debido a que puede ocasionar crisis

convulsivas.

Estas fluctuaciones pueden afectar el funcionamiento de equipos sensibles (sin

llegar a daños irreparables), como lo son: sistemas digitales de control,

electromedicina, PLC, instrumentación y otros.

Anomalías en los sistemas de iluminación, en especial en lámparas

incandescentes y de descarga.

Los monitores y receptores de televisión tienen cierta sensibilidad a las

fluctuaciones rápidas de tensión. Esta sensibilidad varía según el aparato.



21

2.2.3. VARIACIONES DE VOLTAJE

La calidad de voltaje se determina como las variaciones de los valores eficaces

(rms) medidos cada 10 minutos, con relación al voltaje nominal en los

diferentes niveles.

En un sistema eléctrico de potencia, las redes sufren perturbaciones debidas a

las variaciones de carga, pero, también y sobre todo, a los fenómenos

aleatorios cuyo origen es accidental, como por ejemplo los cortocircuitos (por

caídas de ramas de árboles que producen fallas fase-tierra momentáneas).

Las perturbaciones que producen variaciones de voltaje en el sistema, pueden

producirse en cualquier nivel del sistema sea bajo, medio o alto voltaje.

2.2.4. FACTOR DE POTENCIA (PF)

Figura 2-11: Triángulo de potencias


El Factor de Potencia se define como la relación de la potencia activa

consumida, en vatios o kilovatios (kW), a la potencia aparente que se obtiene

de las líneas de alimentación, expresada en voltio-amperios o kilovoltio-

amperios (kVA) (Figura 2-11). Éste parámetro es un indicativo de la existencia de

pérdidas por corrientes que no producen trabajo físico.



22

Una industria consume potencia activa y reactiva, debido a que las cargas

conectadas en su red eléctrica (motores, calefactores y otros) necesitan para

su funcionamiento generar campos magnéticos; estos equipos son empleados

en procesos de enfriamiento, transporte…

Si este consumo de potencia reactiva es considerable produce una excesiva

disminución del factor de potencia.

2.2.4.1. EFECTOS DE UN BAJO FACTOR DE POTENCIA

El factor de potencia es un indicativo del consumo que existe de potencia

reactiva en referencia al consumo de potencia activa. Este consumo de

potencia reactiva produce envejecimiento de las instalaciones así como

también eleva los costos.

Un gran problema para un consumidor que tiene bajo factor de potencia, es el

aumento de la intensidad de corriente es la suma de dos corrientes, una activa

que hace el trabajo físico y otra reactiva encargada de generar el flujo

electromagnético. Este flujo de corriente produce pérdidas en los conductores,

conocemos que las pérdidas son directamente proporcional al cuadrado de la

corriente que circula por los conductores; además se originan fuertes caídas de

tensión.

Al circular una mayor corriente la temperatura de los conductores aumenta

disminuyendo así su vida útil e inclusive aumenta la factura por consumo de

electricidad.

Incrementos de potencia de las plantas, transformadores, reducción de su vida

útil y reducción de la capacidad de conducción de los conductores

Ahora, para el distribuidor se tiene mayor inversión en los equipos de

generación, ya que su capacidad en kVA debe ser mayor, para poder entregar

esa energía reactiva adicional; mayores capacidades en líneas de transmisión

y distribución así como en transformadores para el transporte y transformación



23

de esta energía reactiva, y elevadas caídas de tensión y baja regulación de

voltaje, lo cual puede afectar la estabilidad de la red eléctrica.

2.2.4.2. COMPENSACIÓN DE REACTIVOS.

1) COMPENSACIÓN GENERAL 4

Se trata de colocar los capacitores en la salida de bajo voltaje del

transformador; con esto se logra suprimir las penalizaciones por consumo

excesivo de energía reactiva, ajusta la potencia aparente (S kVA) a la

necesidad real de la instalación y descarga el centro de transformación

(potencia disponible en kW). Un aspecto que se debe tener en cuenta con esta

compensación, es que la corriente reactiva (Ir) está presente en toda la

instalación, desde el nivel 1 hasta los receptores, por lo tanto las pérdidas por

efecto joule en los cables no quedan disminuidas.

Este tipo de compensación se muestra a continuación (Figura 2-12).

Figura 2-12: En la salida de baja tensión

Fuente: SCHNEIDER ELECTRIC, “Manual teórico práctico”, Capítulo E


2) COMPENSACIÓN PARCIAL 5

La ubicación de la compensación capacitiva es a la entrada del cuarto de

máquinas (Figura 2-13); se logra suprimir las penalizaciones por un consumo

excesivo de energía reactiva, optimiza una parte de la instalación y descarga el

centro de transformación (potencia en kW).

4 SCHNEIDER ELECTRIC, “Manual y catálogo del electricista”, Capítulo 2, página 12. 5 SCHNEIDER ELECTRIC, “Manual y catálogo del electricista”, Capítulo 2, página 12.



24

Se logra disminuir las pérdidas por efecto Joule en los cables sin embargo la

corriente reactiva (Ir) esta presente en la instalación desde el nivel 2 hasta los

receptores en el nivel 3.

Figura 2-13: A la entrada del cuarto de máquinas



Una compensación parcial es aconsejable cuando la distribución de cargas es

muy desequilibrada y de un cuadro de distribución depende una carga

importante.

3) COMPENSACIÓN INDIVIDUAL 6

La compensación se la realiza en los bornes de cada receptor inductivo (Figura

2-14); se logra suprimir las penalizaciones por un consumo excesivo de energía

reactiva, optimiza toda la instalación eléctrica, la corriente Ir se abastece en el

mismo lugar de consumo, y, descarga el centro de transformación.

Además se logra suprimir totalmente las pérdidas por efecto Joule en los

conductores debido a que la corriente reactiva no está presente en estos.

Una compensación individual es aconsejable cuando existen cargas muy

importantes en relación a la carga total. Es el tipo de compensación que aporta

más ventajas.

6 SCHNEIDER ELECTRIC, “Manual y catálogo del electricista”, Capítulo 2, página 12.



25

Figura 2-14: En los bornes de cada receptor de tipo inductivo



4) COMPENSACIÓN MIXTA

De acuerdo al tipo de instalación y de receptores, pueden coexistir en una

misma instalación eléctrica los siguientes tipos de esquemas de conexión de

capacitores:

• Compensación individual y parcial.

• Compensación individual y global.

• Compensación parcial y global.

• Compensación individual, parcial y global.

5) COMPENSACIÓN FIJA 7

Es aquella en la que se suministra a la instalación, de manera constante, una

misma potencia reactiva. Debe utilizarse cuando se necesita compensar una

instalación donde la demanda reactiva sea constante. Es recomendable en

aquellas instalaciones en las que la potencia reactiva a compensar no supere el

15% de la potencia nominal del transformador (Sn).




26

6) COMPENSACIÓN VARIABLE 8

Es aquella en la que suministramos la potencia reactiva según las necesidades

de la instalación. Debe utilizarse cuando la instalación tenga una demanda

reactiva variable, es recomendable en las instalaciones donde la potencia

reactiva a compensar supere el 15% de la potencia nominal del transformador

(Sn) y/o para compensar la totalidad de una instalación.

Se debe asegurar que la variación del factor de potencia de la instalación no

sea mayor a ± 10 % del valor medio obtenido en el tiempo de medición.

Así por ejemplo, si el factor de potencia medio de una instalación compensada

es de 0,95 inductivo, el factor de potencia de la misma en ningún momento

deberá ser: ni inferior a 0,85 inductivo, ni superior a 0,95 capacitivo.

Esta compensación automática, debe ser capaz de adecuarse a las variaciones

de potencia reactiva requerida en la instalación, para conseguir mantener el PF

objetivo de la instalación.

El equipo de compensación automático está constituido por tres elementos

internos principales:

• El regulador: Cuya función es medir el cos φ de la instalación y dar las

órdenes a los contactores para intentar aproximarse lo más posible al

cos φ objetivo, conectando los distintos escalones de potencia reactiva.

• Los contactores: Son los elementos encargados de conectar los distintos

capacitores que conforman el banco. El número de escalones que es

posible disponer en un equipo de compensación automático depende de

las salidas que tenga el regulador.

• Los capacitores: Son los elementos que aportan la energía reactiva a la

instalación. Normalmente la conexión interna de los mismos está hecha

en triángulo.




27

Para el funcionamiento de un equipo de compensación automático es

necesaria la toma de datos de la instalación; son los elementos externos que le

permiten actuar correctamente al equipo:

• La lectura de intensidad: Se debe conectar un transformador de

intensidad que lea el consumo de la totalidad de la instalación.

• La lectura de voltaje: Normalmente se incorpora en la propia batería de

manera que al efectuar la conexión de potencia de la misma ya se

obtiene este valor. Esta información de la instalación (voltaje e

intensidad) le permite al regulador efectuar el cálculo del cos φ existente

en la instalación en todo momento y le capacita para tomar la decisión

de introducir o sacar escalones de potencia reactiva.

• También es necesaria la alimentación a 230 V para el circuito de mando

de la batería. Las baterías incorporan unas bornas para este efecto.

7) INSTALACIÓN BANCO DE CAPACITORES 9

Una instalación en la que haya un único embarrado de BV es de lo más usual.

En este tipo de instalaciones la necesidad de potencia reactiva se debe evaluar

con los métodos anteriormente definidos. La compensación se realizará, para

la totalidad de los receptores de la instalación y el amperaje del transformador

de intensidad se determinará en función del total de la intensidad que atraviesa

el disyuntor general de protección. Como se ha dicho anteriormente, es

necesario realizar la instalación complementaria de un transformador de

intensidad que “lea” el consumo total de la instalación. Es indispensable la

correcta ubicación del TI (Figura 2-15), ya que en el caso de efectuar la instalación

en los sitios indicados con una cruz, el funcionamiento del equipo sería

incorrecto.

9 SCHNEIDER ELECTRIC, “Compensación de energía reactiva” Guía 6, página 15.



28

Figura 2-15: Esquema de conexión a un solo embarrado de BT, y ubicación del TI

Fuente: SCHNEIDER ELECTRIC, “Compensación de energía reactiva” Guía 6


1) INFLUENCIA DE LAS ARMÓNICAS

Cuando en una industria hay una instalación importante de aparatos

electrónicos (UPS’s, variadores de velocidad, etc.), estos distorsionan la forma

de onda debido a las armónicas introducidas por ellos en la red y pueden

perforar el dieléctrico de los capacitores.

Dependiendo de la distorsión armónica existente se deberá tomar las

precausiones respectivas, que pueden ser desde un sobredimensionamiento

del banco de capacitores, hasta la instalación de filtros.

2.2.5. FACTOR DE CARGA (Fc)

Este factor indica el comportamiento de la demanda de potencia activa

promedio y su valor máximo para un periodo cualquiera; así se tiene la

siguiente fórmula para su cálculo:

Dmáx

DpromFc =

Este valor se ve reflejado en la forma de la curva de carga.



29

2.2.6. FACTOR DE USO (Fu) 10

El régimen de trabajo normal de un receptor puede ser tal, que su potencia

utilizada sea menor que su potencia nominal, lo que da noción al factor de

utilización. Se aplica individualmente a cada receptor. Por ejemplo los

receptores con motores que no trabajan a plena carga.

Matemáticamente el factor de utilización se define como la relación entre la

potencia aparente a demanda máxima para la potencia instalada, tomando en

cuenta:

• Fu ≤ 0,5 entonces los transformadores del alimentador se encuentran

subcargados.

• Fu > 0,8 entonces los transformadores del alimentador se encuentran

sobrecargados.

La potencia aparente a demanda máxima sería:

DmáxDmáx PF

DmáxkVA =

Y el factor de utilización se expresa de la siguiente manera:

instalados

Dmáx

kVA

kVAFu =

2.2.7. PORCENTAJE DE DESBALANCE 11

Este factor nos indica como se encuentra distribuida la carga total del

alimentador respecto a cada fase, un porcentaje mayor al 20% indica que se

debe balancear el sistema.

10 Westinghouse Electric Corporation, “Electric Utility Reference Book Volume 3: Distribution Systems”, Pennslvania – EEUU, 1985. 11 OTORONGO, SILVA, “Programa de reducción de pérdidas técnicas en el sistema de distribución de la Empresa

Eléctrica Ambato S.A.”, Quito – Ecuador, diciembre 1996.



30

El desbalance se calcula con la siguiente fórmula:

p

pfmáx

I

IID

−=%

Donde:

• %D: porcentaje de desbalance

• Ifmáx: Corriente máxima para cada fase

• Ip: Corriente promedio total del circuito

2.2.8. FACTORES ECONÓMICOS12

Para realizar el análisis económico se utiliza una serie de indicadores básicos

con posteriores criterios de decisión, los cuales se definen a continuación:

• Tasa interna de retorno del proyecto (TIR): Es la tasa de interés a la

cual se igualan los costos de inversión y los beneficios del proyecto,

descontando los costos de operación y mantenimiento (para determinar

dichos beneficios en términos netos), es decir la tasa a la cual el Valor

presento Neto del Proyecto se iguala a cero.

• Valor presente neto del proyecto (VPN): Es el valor actualizado de los

beneficios y costos, a una tasa de descuento que refleje el costo de

oportunidad del capital involucrado en el proyecto. Esta es una de las

variables inciertas sobre las cuales se deberán hacer análisis de

sensibilidad, como se verá posteriormente.

• Relación beneficio-costo (B/C): Es el coeficiente del valor actualizado de

los beneficios, descontado el costo de operación y mantenimiento, y el

12 Organización Latinoamericana de Energía OLADE, “Manual Latinoamericano y del Caribe para el Control de Pérdidas Eléctricas”, Volumen 1, Quito – Ecuador, 1993.



31

valor actualizado de los costos de inversión. Se debe utilizar la misma

tasa de descuento que para el cálculo del valor presente neto del

proyecto

Los tres criterios anotados anteriormente tienen estrecha relación entre sí y

deberán cumplir las siguientes condiciones:

• TIR > tasa de descuento

• VPN: > 0

• B/C > 1. Entre mayor sea esta relación mayor prioridad tiene el proyecto

2.3. METODOLOGÍA

La propuesta de este proyecto es la determinación del estado actual del nivel

voltaje, perturbaciones y factor de potencia que se presentan en los

transformadores que pertenecen a florícolas en el cantón Cayambe; y proponer

posibles soluciones para mejorar los parámetros que se encuentren mal.

2.3.1. ELECCIÓN DE LOS PUNTOS A MEDIR

La Empresa Eléctrica Regional Norte S.A. solicitó que los puntos a medir sean

los siguientes:

• QUALITY SERVICES S.A. es una florícola que se ubica en la zona sur

de la ciudad de Cayambe en el sector de la aduana. El transformador

escogido para el estudio es el denominado como C2T169 ubicado en

pórtico en los postes C2P1590.

• FLORÍCOLA SAN JORGE está ubicada en el sector de Nápoles al

noroeste de la ciudad de Cayambe. El transformador trifásico de 75 kVA

de capacidad denominado C3T15 instalado en pórtico en los postes



32

C3P64 y C3P65, será tomado en cuenta para realizar el análisis de los

parámetros de calidad del producto.

• FLORÌCOLA ROSADEX S.A. - TRANSFORMADOR DE 100 kVA

(C5T172) ubicada en el sector de La Compañía en el kilómetro 10

Panamericana Norte Cayambe. Se realiza la medición en el

transformador denominado C5T172 instalado en pórtico en los postes

C5P1617 y C5P1618, para lo cual se prevé instalar el analizador de

redes MEMOBOX 300, procesando la información con los programas

CODAM BASIC 4.1.1.8 y Microsoft EXCEL.

• FLORÌCOLA ROSADEX S.A. - TRANSFORMADOR DE 75 kVA

(C5T173) ubicada en la zona norte de Cayambe. Siguiendo con lo

planificado, procedemos a realizar la medición con el equipo TOPAS

1000 del 8 al 15 de agosto de 2006 en el transformador trifásico

identificado como C5T173 de 75 kVA ubicado en pórtico en los postes

denominados C5P1621 y C5P1622.

• FLORÍCOLA GARDAEXPORT S.A. ubicada en la panamericana norte

de la ciudad de Cayambe kilómetro 1 ½. A continuación se procede a

analizar el transformador trifásico denominado C5T22 instalado en

pórtico en los postes C5P98 y C5P99.

• ALIMENTADOR C2, C3 Y C5 de la subestación Cayambe.

2.3.2. ADQUISICIÓN DE MEDICIONES

Los parámetros a medir son los siguientes:

• Voltaje (Consumidores tipo florícola y alimentadores)

• Armónicos de voltaje y corriente (Sólo consumidores tipo florícola)

• Flicker (Sólo consumidores tipo florícola)



33

• Factor de potencia (Consumidores tipo florícola y alimentadores)

El registro en cada punto de medición se efectuará durante un periodo de 7

días continuos en intervalos de medición de 10 minutos.

Los equipos que se usarán para adquirir la información son el MEMOBOX 300,

TOPAS 1000 e ION 3000.

Simultáneamente con el registro semanal se deberá medir la energía entregada

a efectos de conocer la que resulta suministrada en malas condiciones de

calidad.

2.3.3. PROCESAMIENTO

El procesamiento de la información adquirida por los equipos analizadores de

redes eléctricas se la realizará de los programas computacionales CODAM

PLUS, TOPAS 1000/19 y MICROSOFT EXCEL.

De cada registro de mediciones se determinará el número de estas que

incumplan con los límites y rango establecidos.

El límite establecido para voltaje es de ± 8% del valor nominal del punto de

medición, ver Tabla 2-2.

Tabla 2-2: Valores nominales y límites de voltaje.

ALIMENTADOR PRIMARIO

TRANSFORMADOR

SECUNDARIO

TRANSFORMADOR

VOLTAJE NOMINAL 7967 7967 127

+ 8% 8605 8605 137

- 8% 7330 7330 117

Fuente: Regulación No. CONELEC – 004/01


Para armónicos se tienen dos factores que determinar:



34

• La distorsión armónica total (THDV y THDI)

• La distorsión individual (Vi e Ii)

Los límites para la distorsión armónica total de voltaje y corriente se presenta a

continuación (Tabla 2-3)

Tabla 2-3: Límites para la THD.

Tolerancia para V≤40 kV

THDV 8%

THDI 20%

Fuente A: Regulación No. CONELEC - 004/01

Fuente B: Normas Técnicas del Servicio de Distribución Resolución CNEE No. -09-99

Elaborado por: Andrés Bedón

En la Tabla 2-3 se indica un valor máximo permitido para el THDV, pero se lo

puede dividir en tres niveles de seguridad13:

• Un valor de THDV inferior al 5 % se considera normal. Prácticamente no

existe riesgo de mal funcionamiento en los equipos; se lo definirá como

nivel seguro y sería entregar por parte de la distribuidora un suministro

de electricidad de buena calidad respecto a este parámetro.

• Un valor de THDV comprendido entre el 5 y el 8 % indica una distorsión

armónica significativa. Se pueden dar funcionamientos anómalos en los

equipos; se lo definirá como nivel inseguro y sería tener una red eléctrica

con una calidad de energía eléctrica no tan buena, respecto a armónicos

de voltaje.

• Un valor de THDV superior al 8 % revela una distorsión armónica

importante. Los funcionamientos anómalos en los equipos son

probables. Un análisis profundo y un sistema de atenuación se hacen

necesarios; este se definirá como un nivel de riesgo y sería tener una

red eléctrica con mala calidad de energía eléctrica.

13 FIGUEROA Eduard, Seminario: “ARMÓNICOS EN REDES INDUSTRIALES Y DE DISTRIBUCIÓN”, Quito – Ecuador, enero de 2007.



35

En la Tabla 2-3 se indica un valor máximo permitido para el THDI, pero se lo

puede dividir en tres niveles de seguridad14:

• Un valor de THDI inferior al 10 % se considera normal. Prácticamente no

existe riesgo de funcionamiento anómalo en los equipos; este será un

nivel seguro.

• Un valor de THDI comprendido entre el 10 y el 20 % revela una

distorsión armónica significativa. Existe el riesgo de que aumente la

temperatura, lo que implica el sobredimensionado de los cables y las

fuentes; este será un nivel inseguro.

• Un valor de THDI superior al 20 % revela una distorsión armónica

importante. El funcionamiento anómalo de los equipos es probable. Un

análisis profundo y un sistema de atenuación son necesarios;

tendríamos un nivel de riesgo.

Los límites para los factores individuales (Vi e Ii) están expuestos en el Anexo

B Tabla B-1 y Tabla B-2.

El valor de la THDI puede llegar a ser en muchos casos superficial, esto se

debe a que el valor al que hace referencia esta tasa de distorsión en su fórmula

es la corriente fundamental I1 como se expresa a continuación:

1

2

2

I

I

THD hh

I

∑==

Debido a que en algunos periodos de tiempo la carga es baja esta corriente

fundamental también lo es, entonces los porcentajes de armónicos pueden

llegar a ser muy representativos.

14 FIGUEROA Eduard, Seminario: “ARMÓNICOS EN REDES INDUSTRIALES Y DE DISTRIBUCIÓN”, Quito – Ecuador, enero de 2007.



36

Una referencia mucho mejor se lograría determinando la distorsión total de la

demanda (TDD), que en lugar de hacer referencia a la corriente fundamental,

tiene como denominador a un valor de corriente significativo del sistema.

L

hh

I I

I

TDD∑

== 2

2

Esta corriente IL se la obtiene determinando la máxima demanda de corriente

para un año; como el analizador de redes estuvo instalado una semana, el

valor de IL será la máxima corriente que se presentó durante los 7 días.

A continuación se establece la relación entre el THDI y TDDI:

1

2

2

I

I

THD hh

I

∑==

Y:

L

hh

I I

I

TDD∑

== 2

2

Tenemos:

1ITHDITDD ILI ×=×

Por lo tanto:

L

II I

ITHDTDD 1×

=

Tomando en cuenta que los límites serán los mismos que se aplicó para la

distorsión armónica total de corriente.



37

Para el flicker se tiene un límite de 1 y para el factor de potencia es de 0,92, ya

que estos factores son adimensionales.

El transformador o alimentador no cumple con los parámetros en el punto de

medición respectivo, cuando durante un 5% o más del período de medición de

7 días continuos el servicio lo suministra incumpliendo los límites establecidos

anteriormente.

2.3.4. CAUSAS Y POSIBLES SOLUCIONES A PROBLEMAS

Para este punto se tomará a un solo consumidor y un solo alimentador.

Los problemas se resultan del procesamiento de los registros de mediciones y

de simulaciones de los circuitos en el programa computacional SPARD, donde

se encontrarán las caídas máximas de voltaje, pérdidas, corrientes de

cortocircuito, factor de carga, factor de uso y desbalance, factores que sirven

para evaluar una red eléctrica.

Las soluciones se establecerán en base a la gravedad de problemas y a los

beneficios económicos que presenten.

Es así que se planteará un análisis económico para determinar la factibilidad de

realizar los arreglos en la red eléctrica de un consumidor tipo florícola.

2.4. RESUMEN

En este capítulo se han presentado los conceptos de las diferentes

perturbaciones y factores que influyen y determinan la calidad del producto

eléctrico.

Estos conceptos van desde el origen y los efectos perjudiciales que causan a

los conductores, equipos y personas que utilizan la energía eléctrica de la



38

misma alimentación, debido a la deformación y variación de la amplitud de las

ondas de voltaje y corriente, hasta las soluciones generales que se emplean en

la actualidad.

Algo muy importante es que cierto tipo de equipos, pueden ser causantes de

dos tipos de disturbios así como también una solución puede ayudar a mitigar a

más de una perturbación; por lo tanto el análisis de las soluciones se la debe

realizar de forma global.

La carga que se maneje dentro de una industria es un factor que determinará el

grado de complejidad de la solución, aunque un procedimiento simple puede

ser la mejor alternativa técnica más favorable, así como también la alternativa

económica más conveniente.



39

3. EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DEL

PRODUCTO ELÉCTRICO

3.1. INTRODUCCIÓN

La evaluación de la calidad del producto eléctrico, es determinar el estado del

voltaje, corriente y potencia, según los límites y rangos establecidos en la

Regulación No. CONELEC – 004/01 y la NTSD, para cada uno de los

siguientes parámetros:

• Nivel de voltaje

• Flicker de corta duración

• Armónicos de voltaje

• Armónicos de corriente

• Factor de Potencia

Este capítulo tiene la intención de evaluar a los consumidores especiales tipo

florícola que se alimentan de la subestación Cayambe de EMELNORTE; no

solo porque tienen una influencia económica fuerte para la distribuidora sino

también por la contaminación que pueden causar si sus instalaciones no son

las adecuadas.

EMELNORTE S.A. tiene su área de concesión dentro de las provincias de

Imbabura y Carchi, además de los cantones de Cayambe y Pedro Moncayo, un

sector de la provincia de Esmeraldas y un sector de la provincia de Sucumbíos.

Los 11800 km2 de área de concesión se encuentran divididos en 4 zonas. En la

zona 1 se encuentran los cantones de Cayambe y Pedro Moncayo; en la zona

2 los cantones Otavalo, Cotacachi y Antonio Ante; en la zona 3 el cantón de

Ibarra y un sector de Esmeraldas; y en la zona 4 la provincia del Carchi y un



40

sector de Sucumbíos. Con más de 160000 consumidores y aproximadamente

1000 consumidores especiales que se encuentran concentrados en su mayoría

en la Zona 1.

3.2. SUBESTACIÓN CAYAMBE

La subestación de distribución Cayambe se encuentra ubicada en el kilómetro

1 ½ de la panamericana Norte de la ciudad de Cayambe. Esta subestación

opera a un nivel de voltaje en la barra de entrada de 69 kV y a un nivel de

voltaje de salida de 13,8 kV, con un transformador trifásico de 10/12,5 MVA

configuración delta – estrella, y un sistema de barra simple en la entrada y

salida; es decir esta subestación es del tipo MV/MV.

A la barra de 69 kV se acoplan dos líneas de medio voltaje que son Otavalo –

Cayambe y Cayambe – La Esperanza. La primera proviene de la subestación

de distribución Otavalo con una longitud de 26,5 km y calibre de sus

conductores de 266 MCM; la segunda línea va hacia la subestación de

distribución La Esperanza, que se incorporó al sistema en el mes de febrero del

año 2006 en reemplazo de la subestación Tabacundo, que se convirtió en una

subestación de paso. La línea Cayambe – La Esperanza tiene una longitud de

aproximadamente 11,8 km y calibre de sus conductores de 477 MCM (Figura 3-1)

A la barra de salida de 13,8 kV se encuentran acoplados 5 alimentadores

denominados C1, C2, C3, C4 y C5, además de un banco de capacitores de 3,0

MVAR.

El alimentador C1 tiene una longitud de 11,4 km aproximadamente, recorriendo

en su totalidad la zona urbana de la ciudad de Cayambe por lo que este circuito

tiene predominio de consumidores tipo residencial, aproximadamente 3108

consumidores de los cuales 20 son alimentados en MV.



41

Posee instalados 130 transformadores, entre monofásicos y trifásicos, dando

una capacidad instalada de 4422,5 kVA que resulta en 389 kVA/km,

determinándolo como un alimentador de alta densidad.

Los calibres de conductor utilizados en las fases para este circuito son:

• 4,7 km. de conductor 4 ACSR.


• 3,9 km. de conductor 1/0 ACSR.

El alimentador C2 por su parte tiene una longitud de 180 km.

aproximadamente, recorre la parte sur del cantón Cayambe, con 5294

consumidores de los cuales 107 corresponden a los alimentados en MV.

En este alimentador se encuentran instalados 535 transformadores, entre

monofásicos y trifásicos, dando una capacidad instalada de 17485 kVA que

resulta en 97 kVA/km, determinándolo como un alimentador de baja densidad.



• 16 km. de conductor 2 ACSR.

• 7 KM. de conductor 1/0 ACSR.

El alimentador C3 tiene una longitud aproximada de 125 km., recorriendo la

parte nororiental del cantón Cayambe, con 2908 consumidores de los cuales

237 son suministrados en MV.

La capacidad instalada en este alimentador es de 16712,5 kVA con un total de

445 transformadores entre monofásicos y trifásicos, que resulta en 133,7

kVA/km, determinándolo como un alimentador de alta densidad.




42




El alimentador C4, al igual que el C1, tiene una carga predominante tipo

residencial, con una longitud de 33 km. aproximadamente posee 3079

consumidores de los cuales 23 son alimentados en MV.

El alimentador tiene instalados 125 transformadores, entre monofásicos y

trifásicos, dando una capacidad instalada de 3645 kVA, que resulta en 110

kVA/km que lo determinaría como un alimentador de alta densidad.

Los calibres de conductor empleado en las fases son los siguientes:




El alimentador C5 tiene una longitud total de 97 km. con un vano máximo de 17

km. aproximadamente, 1975 consumidores de los cuales 93 se alimentan en

MV.

En este alimentador se encuentran instalados 240 transformadores, entre

monofásicos y trifásicos, dando una capacidad instalada de 7687,50 kVA que

resulta en 80 kVA/km. es decir este es un alimentador de baja densidad.

Los calibres de conductor más utilizados en este alimentador son los

siguientes:

• 90 km. de conductor 2 ACSR.


En esta subestación se encuentran instalados los equipos de medición ION

3000 utilizados tanto para mediciones de energía, pérdidas y calidad. Estos



43

equipos tienen la facilidad de que se puede observar en tiempo real y en forma

remota, los valores que se encuentran midiendo y también se puede descargar

la información almacenada.

Figura 3-1: Unifilar de la interconexión de la subestación Cayambe con las otras subestaciones de distribución de

EMELNORTE S.A.

Fuente: Departamento de inventarios EMELNORTE S.A.

Los alimentadores 1 y 4, llamadas C1 y C4 respectivamente, son de tipo

residencial con muy pocas industrias florícolas, por su parte los alimentadores

2, 3 y 5, llamados C2, C3 y C5, alimentan la mayor parte de los consumidores

tipo florícola.

3.3. ADQUISICIÓN DE MEDICIONES

Se van a realizar mediciones en los transformadores que pertenecen a los

diferentes consumidores conectados a los alimentadores 2, 3 y 5.



44

Se debe preparar un cronograma de actividades para instalar los analizadores

de calidad, evitando pérdidas de tiempo y optimizando los recursos de

EMELNORTE S.A.

Un ejemplo de cronograma de actividades semanal para la ubicación de los

analizadores de redes lo podemos observar en la en el Anexo C Tabla C-1.

Utilizaremos los equipos MEMOBOX 300, y TOPAS 1000; con los cuales

realizaremos mediciones en periodos de siete días consecutivos durante 3

semanas para alcanzar el número esperado de tomas.

Además se debe especificar que equipo vamos a utilizar y que tipo de medición

vamos a realizar (consumidor final, transformador de distribución, consumidor

de MV, barra de salida de subestación de distribución) para nuestro caso es

una medida de un consumidor de MV.

También se coloca el sector, la fecha y hora a la cual se espera que el equipo

esté instalado. Otras especificaciones que deben indicarse en el programa son

el código (ID) del poste; código, potencia, tipo (3f, 1f) y el propietario (público o

privado) del transformador; código y nombre del consumidor además del

número de medidor.

Al tener la programación establecida se procede a calibrar los equipos según el

tipo de medición que se va a hacer; esto es colocar los límites respectivos para

cada tipo de perturbación así como también indicar los valores nominales de

voltaje del analizador 127 V F-N y para los transformadores de corriente poner

la corriente de los MEMOBOX a 1500 A.

Una vez calibrados y con el cronograma de ubicación se procede a la

instalación de los equipos, que por una semana (7 días) estarán adquiriendo

todos los valores de los parámetros necesarios para realizar el estudio de

calidad del producto.



45

Luego de cada semana de medición, se procede a desconectar el analizador y

posteriormente se realizará la descarga de la información.

Para descargar la información, debemos conectar el analizador de calidad al

computador por medio de un cable de comunicación que se conecta en el

puerto serial (COM 1) que cada uno de los equipos debe poseer; una vez

realizada esta conexión, se debe alimentar al analizador desde una fuente y en

el computador se ingresa al programa respectivo y se descargan los archivos

de medición.

3.4. PUNTOS DE MEDICIÓN

La información adquirida por el analizador de calidad de redes TOPAS 1000

será procesada por dos programas computacionales, Microsoft Excel y TOPAS

1000/19, este último utilizado también para la configuración del equipo y la

descarga de la información adquirida por el mismo. En el programa TOPAS

1000/19 se realizará un análisis preliminar gráfico, en donde se ubicarán el o

los periodos en el que pudieron haber ocurrido sucesos que modificaron el

normal funcionamiento de la red eléctrica.

Además este programa hace posible que se pueda exportar la información

adquirida en las mediciones hacia el programa Microsoft Excel.

La información adquirida por el equipo MEMOBOX 300 sólo podrá ser

analizada gráficamente y numéricamente en el programa computacional

EXCEL.

Este análisis comprende los siguientes parámetros:

• Nivel de voltaje

• Armónicos de voltaje

• Armónicos de corriente

• Parpadeo

• Factor de potencia



46

El análisis de los parámetros se lo hará en los siguientes sitios:

• QUALITY SERVICES S.A.- C2T169, carga asociada:

o Dos compresores de 26,4 kW que trabajan acompañados de

ventiladores externos y difusores dentro de los cuartos fríos.

o Además iluminación basada en focos de mercurio de 220 voltios

con balasto electrónico y lámparas fluorescentes, en post-

cosecha.

o Bombas de riego, en total 16 de 1 hp cada una.

o Motores ubicados en cada nave para movimiento del techo de las

naves de 1 hp cada uno, en total 70 motores.

o Equipo de control y monitoreo de dichos motores.

o Computadores y periféricos.

Además de todos los equipos anteriormente mencionados, tiene un

banco de capacitores para realizar la compensación de reactivos; consta

de una unidad fija de 9 kVAr y 26 kVAr automáticos a 230 voltios, con

cuatro unidades de 4 kVAr y dos de 5 kVAr.

También se tiene instalado un generador de 300 kVA, 240 kW y factor

de potencia de 0,8 que funciona en casos de suspensión del servicio

eléctrico.

Las bombas trabajan por ciclos de riego y los compresores se encienden

según la necesidad de enfriamiento; es decir trabajan durante todo el día

con mayor aplicación desde las 7:00 hasta las 18:00. Los motores de los

techos trabajan según la temperatura ambiente y la temperatura de cada

nave, lo que da un ciclo más reducido de trabajo.

Este equipamiento mencionado es el causante de requerir potencia

reactiva que reduce el factor de potencia, pero al tener compensación a

base de capacitores lo más seguro es que no se tenga problemas con



47

este parámetro; ahora bien los equipos de control y monitoreo pueden

llegar a contaminar la red con armónicos.

La adquisición de la información se la realiza a través del equipo

Memobox 300 instalado en el transformador trifásico de 75 kVA de

capacidad denominado C2T169 y se la procesará con los programas

CODAM PLUS y EXCEL.

• FLORÍCOLA SAN JORGE - C3T15, carga asociada:

o Bombas de riego, dos de 10 hp y una de 5 hp.

o Compresores ubicados en la periferia del edifico de post-cosecha,

7 de 3 hp y 1 de 10 hp, asociados a su respectiva ventilación y

difusores instalados dentro de los cuartos fríos.

o Una picadora de 10 hp.

o Iluminación a base de lámparas fluorescentes para post-cosecha

o Computadores y periféricos en las oficinas.

Las bombas de riego trabajan en periodos determinados durante todo el

día, los compresores en cambio dependen de la temperatura del cuarto

frío, con mayor actividad durante el día.

La picadora tiene un uso menos prolongado, no así la iluminación que

permanece encendida durante todo el día de trabajo, al igual que los

equipos de informática.

Debido a la falta de compensación de reactivos y a que las bombas,

compresores y la picadora son equipos que demandan energía reactiva

el factor de potencia deberá ser bajo para este transformador.

La medición se la realizará con el equipo Memobox 300 instalado desde

el día martes 6 de junio de 2006 hasta el día martes 13 de junio de 2006.



48

• FLORÌCOLA ROSADEX S.A.- C5T172, carga asociada:

o Cuatro compresores de 5 hp y dos de 12 hp asociados a sus

ventiladores externos y los respectivos difusores instalados en la

parte interna del cuarto frío.

o Iluminación a base de focos de descarga de mercurio y lámparas

fluorescentes para el edificio de post-cosecha y las oficinas.

o Equipos de informática.

Los compresores trabajan de manera continua durante el periodo de

labor con una disminución durante la noche.

Debido a la ausencia de compensación capacitiva y a la utilización de

equipos que demandan energía reactiva, el factor de potencia podría

llegar a incidir en una mala calidad del producto eléctrico.

• FLORÌCOLA ROSADEX S.A. - C5T173 carga asociada:

o Cuatro bombas de 7,5 hp, una de 10 hp, una de 5 hp y una de 3

hp ubicadas a lo largo de toda la plantación para riego.

Además se tienen bombas de fumigación y equipamiento en la cocina

pero que no tienen tanta influencia.

Estas bombas de riego trabajan por turnos durante todo el día, debido a

que es la carga predominante el factor de potencia de este

transformador será bajo.

• FLORÍCOLA GARDAEXPORT S.A. - C5T22, carga asociada:

o Dos compresores de 12 hp asociados a sus respectivos

ventiladores y a sus difusores.

o Dos bombas de 20 hp y una de 25 hp para bombeo



49

o Iluminación a base de focos de descarga de mercurio y equipos

de informática.

Al igual que en las otras florícolas, las bombas de riego trabajan por

ciclos durante todo el día y los compresores según la temperatura de los

cuartos fríos con más incidencia durante la jornada de labor.

Poseen compensación fija para dos de sus bombas, pero el resto de los

equipos no tiene compensación. Los compresores y bombas son

equipos trifásicos, no así ventiladores y difusores, por lo que los

resultados del factor de potencia pueden o no estar dentro del límite

establecido.

El equipo instalado fue un MEMOBOX 300 en la semana del 15 al 21

junio del 2006.

• ALIMENTADOR C2, para el periodo del 15 de junio hasta el 21 de junio

de 2006; medición realizada con el equipo ION 3000.

• ALIMENTADOR C3, para el periodo del 6 al 13 de junio de 2006;

medición realizada con el equipo ION 3000.

• ALIMENTADOR C5, mediciones realizadas con el equipo ION 3000 para

los siguientes periodos:

o Del 25 al 31 de octubre de 2006.

o Del 8 al 15 de agosto de 2006.

o Del 15 al 21 de junio de 2006.



50

3.4.1. NIVEL DE VOLTAJE

3.4.1.1. QUALITY SERVICES – C2T169 (VOLTAJE)

El análisis del nivel de voltaje se lo va a realizar en base de la medición hecha

para el periodo comprendido desde las 00:00 del día jueves 15 de junio de

2006 hasta las 23:50 del día miércoles 21 de junio de 2006.

En el gráfico de la Figura 3-2 se presenta el número de medicones con su

respectivo porcentaje para las tres fases en tres rangos:

• Primer rango: valores de voltaje menores al límite inferior 117 [V] y su

porcentaje.

• Segundo rango: valores de voltaje aceptables, es decir mayores o

iguales a 117 [V] y menores o iguales a 137 [V], y su porcentaje.

• Tercer rango: valores de voltaje mayores a 137 [V] y su porcentaje.

Figura 3-2: Porcentajes de mediciones de voltaje dentro de tres rangos

NIVEL DE VOLTAJE

0% 0% 0%

84%

91%

84%

16%

9%

16%

0 0 0

851

920

850

157

88

158

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

V1 V2 V3 V1 V2 V3 V1 V2 V3

% mediciones

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000# mediciones

Valores de voltaje que incumplen el límite inferiorVfn < 117 V

Valores de voltaje dentro de los límites aceptables

117 V < Vfn < 137 V

Valores de voltaje que incumplen el límite

superiorVfn > 137 V

Fuente: Medición en C2T169 con el equipo MEMOBOX300




51

Se determina que el porcentaje de valores que incumplen con los límites

establecidos en 2.3.3 para este parámetro en cada fase son mayores al

máximo permitido de 5%, ver Tabla 3-1.

Tabla 3-1: Resultados del procesamiento de la medición del nivel de voltaje en C2T169

Mediciones Fuera de la Regulación

Porcentaje de mediciones fuera de la Regulación

Fase 1 157 16% Fase 2 88 9% Fase 3 158 16%

Fuente: Medición realizada en C2T169 con el equipo MEMOBOX300


Todos los valores que incumplieron con el límite, son voltajes superiores a 137

voltios, ver Figura 3-2.

3.4.1.2. FLORÍCOLA SAN JORGE – C3T19 (VOLTAJE)

Según el registro de eventos obtenidos del programa CODAM PLUS, el día

miércoles 7 de junio de 2006 a las 14:30:47 se presenta una interrupción de

voltaje con una duración de 43:30 de tal forma que se desecharon 5

mediciones (14:40, 14:50, 15:00, 15:10, 15:20) (Figura 3-3).

Figura 3-3: Perfil de voltaje para el periodo el día miércoles 7 de junio de 2006, Fases 1, 2 y 3 (C3T19)

Fuente: Medición en C3T19 con equipo MEMOBOX300




52

Además se registró problemas con la conexión del equipo y solo se pudo

adquirir la información hasta las 11:00 del martes 13 de junio de 2006 con lo

que el número de mediciones con las cuales se va a realizar el análisis son

996.

Existen problemas con el nivel de voltaje debido a que en las tres fases se

incumple con el 5% de mediciones fuera del límite (Tabla 3-2).

Tabla 3-2: Resultados del procesamiento de la medición del nivel de voltaje en C3T19.


Porcentaje de Mediciones fuera de la Regulación

Fase 1 238 24%

Fase 2 73 7% Fase 3 119 12%



El problema con el nivel de voltaje se debe a valores de voltaje superiores al

límite de 137,2 voltios, esto se observa con claridad en el gráfico de la Figura 3-3

que presenta el número de medicones con su respectivo porcentaje para las

tres fases y los tres rangos:


porcentaje.






53


NIVEL DE VOLTAJE

0% 0% 0%

76%

93%

88%

24%

7%

12%

0 0 0

758

923877

238

73119

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

V1 V2 V3 V1 V2 V3 V1 V2 V3

% mediciones

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000# mediciones


117 V < Vfn < 137 V



superiorVfn > 137 V

Fuente: Medición en C3T19 con equipo MEMOBOX300


3.4.1.3. ROSADEX S.A. – C5T172 (VOLTAJE)

Se tiene que las tres fases presentan porcentajes de mediciones fuera de los

límites admisibles que exceden el 5% máximo permitido, ver Tabla 3-3 .


Mediciones fuera de la Regulación


Fase 1 105 13% Fase 2 50 6% Fase 3 77 10%



Estos valores que se encuentran fuera de los límites, son voltajes mayores a

137 [V]; es decir se establece que la mala calidad del voltaje se debe a

sobrevoltajes, ver Figura 3-5.



54


NIVEL DE VOLTAJE

0% 0% 0%

87%

94%90%

13%

6%10%

0 0 0

690

745718

105

5077

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

V1 V2 V3 V1 V2 V3 V1 V2 V3

% mediciones

0

100

200

300

400

500

600

700

800# mediciones



117 V < Vfn < 137 V


superiorVfn > 137 V



La Figura 3-5 se presenta el número de medicones con su respectivo porcentaje

para las tres fases en tres rangos:


porcentaje.




El tratamiento a estos problemas se lo dará en el Capítulo 4.

3.4.1.4. ROSADEX S.A. – C5T173 (VOLTAJE)

Según la Tabla 3-4 las tres fases se tienen valores de voltaje fuera de los límites

permitidos y en mayor porcentaje al mínimo establecido, es decir que el voltaje

que el transformador está suministrando en el lado de baja es de baja calidad.



55




Fase 1 392 39% Fase 2 489 49% Fase 3 463 46%

Fuente: Medición realizada en C5T172 con el equipo TOPAS 1000


Estos valores que se encuentran fuera de los límites, son voltajes mayores a

137 [V]; es decir se establece que la mala calidad del voltaje se debe a

sobrevoltajes, ver Figura 3-6.


NIVEL DE VOLTAJE

0%0%0%

46%49%

39%

54%51%

61%

000

392

545519

463489

616

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

V1 V2 V3 V1 V2 V3 V1 V2 V3

% mediciones

0

100

200

300

400

500

600

700

# mediciones


Valores de voltaje dentro de los límites aceptables117 V < Vfn < 137 V

Valores de voltaje que incumplen el límite superior

Vfn > 137 V



La Figura 3-5 se presenta el número de medicones con su respectivo porcentaje

para las tres fases en tres rangos:


porcentaje.



56




Las soluciones al problema del nivel de voltaje se las dará en el Capítulo 4.

3.4.1.5. GARDAEXPORT S.A. – C5T22 (VOLTAJE)

En el registro de mediciones se observa una interrupción que ocurrió el día 19

de junio desde las 10 de la mañana hasta las 12 horas y 50 minutos en la

tarde; también dos eventos, falla de 2 fases, ocurridos el día 18 de junio desde

las 0 horas 30 minutos hasta las 8 horas 20 minutos y desde las 10 horas 20

minutos hasta las 11 horas en la mañana.

Según la Tabla 3-5 en las fases 2 y 3 se detectan que el número de mediciones

fuera de los límites se encuentra en el límite del rango, pero esto se debe al

problema que se presentó el 18 de junio.

Tabla 3-5: Resultados del procesamiento de la medición del nivel de voltaje en C5T22.



Fase 1 0 0% Fase 2 53 5% Fase 3 53 5%



Los valores de voltaje que incumplen con el límite establecido, se deben a

voltajes menores a 117 voltios, ver Figura 3-7.



57


NIVEL DE VOLTAJE

5%

0%0%0%

100% 95% 95%

5%

0% 000

992 939 939

53530

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

V1 V2 V3 V1 V2 V3 V1 V2 V3

% mediciones

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000# mediciones



117 V < Vfn < 137 V


superiorVfn > 137 V



3.4.1.6. ALIMENTADOR C2 SUBESTACIÓN CAYAMBE (VOLTA JE)

Basado en los resultados mostrados a continuación (Tabla 3-6), se procede a

determinar la situación del nivel de voltaje según los valores obtenidos durante

el periodo del 15 de junio hasta el 21 de junio de 2006.

Tabla 3-6: Resultados del procesamiento de la medición del nivel de voltaje para el alimentador C2

FASE A FASE B FASE C # V. Incumple 2 3 2

% Incumple/fase 0,2% 0,3% 0,2%

Voltaje Promedio 7734,50 7709,93 7767,80

Voltaje Mínimo 7303,86 7276,88 7324,86

Voltaje Máximo 8006,45 7985,40 8031,30

V pu Promedio 0,9711

V Mínimo Alim 7276,88

Hora V pu Mínimo 11:10:00

V Máximo Alim 8031,30

Hora V pu Máximo 16:10:00 % Incumple/total 0,2%

Fuente: Medición realizada en C2 con el equipo ION 3000




58

Se observa claramente que el voltaje en cada fase esta dentro de los rangos

establecidos anteriormente en 2.3.3.



determinar la situación del nivel de voltaje con respecto a los valores obtenidos

durante el periodo de medición desde las 12:20 del 06 de junio de 2006 hasta

las 11:00 del 13 de junio de 2006.

Tabla 3-7: Resultados del procesamiento de la medición del nivel de voltaje para el alimentador C3

Fase A Fase B Fase C # V. Incumple 1 1 0



Voltaje Mínimo 7306,17 7286,25 7338,69

Voltaje Máximo 7953,78 7941,05 8006,52








Se observa que el voltaje en cada fase esta dentro de los rangos establecidos

anteriormente en 2.3.3.


Debido que se cuenta con los equipos de medición fijo ION 3000, podemos

acceder a la información del alimentador en cualquier momento y para

cualquier periodo.

Así se plantea tres periodos de análisis:

• Periodo A desde las 00:00 del 25 de octubre de 2006 hasta las 23:50 del

31 de octubre de 2006.



59

• Periodo B desde las 13:20 del 08 de agosto de 2006 hasta las 13:20 del

15 de agosto de 200.

• Periodo C desde las 00:00 del 15 de junio de 2006 hasta las 23:50 del

21 de junio de 2006.

Se toma el análisis para tres diferentes periodos debido a que la medición

hecha a cada uno de los transformadores fue en diferentes periodos.

1) PERIODO A (VOLTAJE).

Basado en los resultados mostrados a continuación (Tabla 3-8) se procede a

determinar la situación del nivel de voltaje con respecto a los valores obtenidos

desde 25 al 31 de octubre de 2006.

Tabla 3-8: Resultados del procesamiento de la medición del nivel de voltaje para el alimentador C5, periodo A




Voltaje Mínimo 7513,58 7472,69 7527,89

Voltaje Máximo 8149,25 8090,72 8198,42






Fuente: Medición realizada en C3 con el equipo ION 3000 en octubre de 2006


Se observa claramente que se tiene 0% de mediciones fuera de los límites

establecidos anteriormente en 2.3.3, es decir que se tiene un voltaje con

niveles aceptables.

2) PERIODO B (VOLTAJE).

Basado en los resultados mostrados a continuación (Tabla 3-9) se procede a

realizar el análisis numérico de la información adquirida durante el periodo

comprendido desde el 8 al 15 de agosto de 2006.



60

Tabla 3-9: Resultados del procesamiento de la medición del nivel de voltaje para el alimentador C5, periodo B




Voltaje Mínimo 7467,35 7459,45 7519,43

Voltaje Máximo 8149,87 8136,84 8195,21






Fuente: Medición realizada en C3 con el equipo ION 3000 en agosto de 2006


El nivel de voltaje que se tiene en la salida del alimentador 5 para el periodo B

esta dentro de los rangos establecidos anteriormente en 2.3.3.

3) PERIODO C (VOLTAJE).


determinar la situación del nivel de voltaje con respecto a la información

adquirida durante el periodo comprendido desde el 15 al 21 de junio de 2006.

Tabla 3-10: Resultados del procesamiento de la medición del nivel de voltaje C5, periodo C




Voltaje Mínimo 7303,80 7274,00 7325,17

Voltaje Máximo 8005,11 7983,32 8034,22






Fuente: Medición realizada en C3 con el equipo ION 3000 en junio de 2006




61

Al igual que en las otras dos mediciones efectuadas en la salida de este

alimentador, el nivel de voltaje esta dentro de los rangos establecidos

anteriormente en 2.3.3.

3.4.2. ARMÓNICOS DE VOLTAJE

Se procede a evaluar los armónicos de voltaje en los diferentes

transformadores de las florícolas establecidos anteriormente.

3.4.2.1. QUALITY SERVICES – C2T169 (ARMÓNICOS DE V OLTAJE)

Se procede a determinar el número de valores que incumplen con lo

establecido en 2.3.3 del registro obtenido durante el periodo de medición del 15

al 21 de junio de 2006, ver Tabla 3-11.

Tabla 3-11: Resultados del procesamiento de la medición de armónicos de voltaje en C2T169, límite de THD=8%



Fase 1 5 0%

Fase 2 162 16% Fase 3 1 0%

Fuente: Medición realizada en C2T169 con el equipo MEMOBOX 300


Como se dijo anteriormente la fase dos posee un gran número de mediciones

fuera de los límites, aproximadamente 16% de mediciones en la fase 2

incumplen e influyen directamente en la calidad del producto total del

transformador.

Por lo tanto se puede decir que estos valores de THDV llevan a la red a

colocarse en el nivel de riesgo (evidentemente la fase 2).



62

3.4.2.2. FLORÍCOLA SAN JORGE – C3T19 (ARMÓNICOS DE VOLTAJE)

Se observa que la mayoría de los valores de THDV se encuentran bajo el límite

de 8%, por lo que se podría afirmar que no existe problema de calidad del

voltaje con respecto a este parámetro.




Fase 1 1 0%

Fase 2 0 0%

Fase 3 2 0%



Se comprueba efectivamente que este parámetro cumple lo especificado en

2.3.3, ver Tabla 3-12.

Se procede a establecer si los valores de THDV se encuentran en el nivel

denominado como seguro o en el inseguro.


Mediciones en el nivel inseguro

Porcentaje de mediciones en el nivel inseguro

Fase 1 79 8%

Fase 2 40 4%

Fase 3 38 4%



Para un límite de THDV igual al 5% (Tabla 3-13); se tiene que sólo la fase 1 se

ubica en el nivel inseguro.

3.4.2.3. ROSADEX S.A. – C5T172 (ARMÓNICOS DE VOLTA JE)

Los resultados en la Tabla 3-14 indican que este parámetro se encuentra en el

nivel denominado como seguro y lo más importante que cumple con los límites

y rango establecido.



63




Fase 1 0 0%

Fase 2 0 0%

Fase 3 0 0%



3.4.2.4. ROSADEX S.A. – C5T173 (ARMÓNICOS DE VOLTA JE)

Se observa claramente que los valores adquiridos, para las tres fases, se

encuentran dentro de los límites establecidos y que además están en el nivel

denominado como seguro, ver (Tabla 3-15).


Mediciones fuera de la regulación

Porcentaje de mediciones fuera de la regulación

Fase 1 0 0% Fase 2 0 0% Fase 3 0 0%






Fase 1 1 0,1% Fase 2 2 0,2% Fase 3 3 0,3%



El total de valores de THDV que pasan el 5% en cada fase son muy pocos por

lo tanto este parámetro se encuentra efectivamente en el nivel seguro no existe

riesgo de mal funcionamiento en los equipos y se espera un normal

funcionamiento de la red.



64

3.4.2.5. GARDAEXPORT S.A. – C5T22 (ARMÓNICOS DE VO LTAJE)

La medición fue realizada con el equipo MEMOBOX 300 en el transformador de

125 kVA durante el periodo comprendido desde el 15 al 21 de junio del 2006.

Tabla 3-17: Resultados del procesamiento de la medición de armónicos de voltaje en C5T22, límite de THD=8%.


Porcentaje de mediciones fuera de la regulación

Fase 1 1 0% Fase 2 2 0% Fase 3 1 0%



Los valores de THDV están dentro de los límites admisibles por lo tanto no es

necesario analizar individualmente a cada armónica (Tabla 3-17).

Se procede a establecer si los valores de THDV se encuentran dentro del nivel

definido como seguro o sus valores están en el límite establecido como

inseguro.

Los resultados de este estudio se presentan a continuación (Tabla 3-18).




Fase 1 62 6%

Fase 2 23 2%

Fase 3 182 18%



La tasa de distorsión armónica total se encuentra en el límite inseguro, esto

debe ser causa de análisis para evitar que los valores lleguen a sobrepasar

hacia el nivel denominado como de riesgo incumpliendo con la regulación

llevando a la red a un estado de alarma.



65

3.4.3. ARMÓNICOS DE CORRIENTE

Se procede a evaluar los armónicos de corriente en para los transformadores

de las florícolas establecidos anteriormente.

3.4.3.1. QUALITY SERVICES – C2T169 (ARMÓNICOS DE C ORRIENTE)

Los resultados que se presentan a continuación (Tabla 3-19), indican que el

comportamiento del THDI para las tres fases es similar y todas incumplen con

los límites establecidos colocando a la red en el nivel denominado de riesgo.

Tabla 3-19: Resultados del procesamiento de la medición de armónicos de corriente en C2T169, límite de THD=20%

Mediciones fuera de la NTSD

Porcentaje de mediciones fuera de la NTSD

Fase 1 954 96%

Fase 2 968 97% Fase 3 960 96%



Los valores de THDI que corresponden a las corrientes máximas registradas en

el periodo de medición (Tabla 3-20), son porcentajes altos que estarían influyendo

directamente en el comportamiento de la red.

Tabla 3-20: Distorsión armónica total de corriente, para los registros máximos de corriente en cada fase

FASE 1 FASE 2 FASE 3

I max [A] 226 222 222

THDI (%) 107 91 98



La relación entre los perfiles para valores de corriente y THDI registrados

durante el día lunes 19 de junio de 2006 se muestran a continuación (Figura 3-8).



66

Figura 3-8: Corriente eficaz vs. THD I, para valores máximos fase 1, lunes 19/6/2006


Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca programa Microsoft Excel

Se observa que para el valor máximo de corriente (226 amperios) se tiene una

distorsión total por amónicos de 107%, que es muy elevada.

3.4.3.2. FLORÍCOLA SAN JORGE – C3T19 (ARMÓNICOS DE CORRIENTE)

El número de valores que superan el límite y el porcentaje que corresponde al

total de mediciones se presenta a continuación (Tabla 3-21).

Tabla 3-21 : Resultados del procesamiento de la medición de armónicos de corriente en C3T19, límite de THD=20%.

Mediciones fuera de la NTSD

Porcentaje de mediciones fuera de la NTSD

Fase 1 419 42%

Fase 2 534 54% Fase 3 522 52%



Se tiene que la mitad del periodo de medición los valores de THDI superan el

límite establecido y aunque la fase 1 tiene el valor más alto de THDI, es la fase

2 quien posee el mayor número de mediciones.



67

Tabla 3-22: Distorsión armónica total de corriente, para los registros máximos de corriente en cada fase.


I max [A] 328,60 339,10 365,30

THDI (%) 12,35 28,29 24,41



Para las fases 2 y 3 se tiene que en el momento de máxima carga el porcentaje

de THDI es superior al límite de 20%, (Tabla 3-22).

El comportamiento de la demanda de corriente frente a la distorsión armónica

total producida por esta corriente se presenta a continuación (Figura 3-9). El eje

vertical presenta dos referencias la izquierda es la referencia de la corriente en

amperios y la derecha es la referencia de la THDI en porcentaje; el eje

horizontal hace referencia al tiempo en este caso para las horas del día jueves

8 de junio de 2006.

Se observa que para corrientes altas corresponde un valor de THDI bajo, y

para corrientes medias y bajas el THDI tiende a subir, es decir que durante el

periodo de trabajo, de 8:00 a 18:00, la distorsión debida a armónicos de

corriente disminuye.

Figura 3-9: Corriente eficaz vs. THD I, para valores máximos fase 1, jueves 8/6/2006





68

Ahora bien la situación según lo establecido en 2.3.3, sería que este parámetro

(Armónicos de Corriente) si estaría afectando el comportamiento natural de las

redes eléctricas.

3.4.3.3. ROSADEX S.A. – C5T172 (ARMÓNICOS DE CORRI ENTE)

Los resultados expuestos a continuación (Tabla 3-23), indican que la distorsión

debida a armónicos de corriente se encuentra dentro de los límites y rangos

establecidos en 2.3.3.

Tabla 3-23: Resultados del procesamiento de la medición de armónicos de corriente en C5T172, límite de THD=20%.

Mediciones fuera

de la NTSD

Porcentaje de mediciones

fuera de la NTSD

Fase 1 0 0%

Fase 2 0 0%

Fase 3 0 0%



Se procede a determinar si los valores de THDI se encuentran en el rango

definido como seguro o en el inseguro en base a los resultados siguientes (Tabla

3-24):


Mediciones fuera

de la NTSD


fuera de la NTSD

Fase 1 203 26%

Fase 2 358 45%

Fase 3 209 26%



Al reducir el límite al 10% estamos determinando el grado de seguridad que

poseen las redes eléctricas, según la contaminación por armónicos de

corriente. Según estos resultados y los criterios indicados en 2.3.3, la red

eléctrica estaría en el nivel inseguro.



69

Los porcentajes de distorsión armónica total de corriente correspondientes a

los valores máximos de corriente no sobrepasan el límite de 20%, (Tabla 3-25).



I max [A] 398 384 405

THDI (%) 9,8 8,9 9,3



Los perfiles para valores de corriente y THDI son comparados en un mismo

gráfico (Figura 3-10); el eje vertical presenta dos referencias la izquierda es la

referencia de la corriente en amperios y la derecha es la referencia de la

distorsión armónica total de corriente en porcentaje; el eje horizontal hace

referencia al tiempo en este caso para las horas del día miércoles 25 de

octubre de 2006.

Figura 3-10: Corriente eficaz vs. THD I, para valores máximos fase 1, miércoles 25/10/2006

THDI vs I rms max

0

100

200

300

400

0:00:00 4:00:00 8:00:00 12:00:00 16:00:00 20:00:00 0:00:00 hrs

[A]

5%

10%

15%

20%(%)

Irms max L2

THDI max rel h01 L2

13:00 pmIrms L2 = 383[A]THDI L2 = 9%

11:20 pmIrms L2 = 319[A]THDI L2 = 15%





70

Debido a que se tiene una carga considerable durante todo el periodo de

medición y fuentes generadoras de armónicos son pequeñas, se observa un

comportamiento de la distorsión armónica total de corriente dentro de una

franja que va del 6% al 15%.

Las recomendaciones se las integrará en el capítulo siguiente.

3.4.3.4. ROSADEX S.A. – C5T173 (ARMÓNICOS DE CORRI ENTE)

Los resultados expuestos a continuación (Tabla 3-26), indican que la distorsión

debida a armónicos de corriente se encuentra dentro de los rangos

establecidos en 2.3.3.


Mediciones fuera

de la NTSD


fuera de la NTSD

Fase 1 13 1%

Fase 2 34 3%

Fase 3 10 1%



Se procede a determinar si los valores de THDI se encuentran en el rango

definido como seguro o en el inseguro en base a los siguientes resultados (Tabla

3-27).


Mediciones fuera

de la NTSD


fuera de la NTSD

Fase 1 143 14%

Fase 2 92 9%

Fase 3 59 6%





71

Las tres fases tienen gran cantidad de valores de THDI que superan el límite

del 10% y que la totalidad de mediciones, en cada fase, supera el 5%

admisible, esto quiere decir que la red eléctrica se encuentra en el nivel de

inseguridad por contaminación debido a armónicos de corriente.

Los porcentajes de distorsión armónica de corriente que corresponde a las

corrientes máximas registradas durante el periodo de medición para cada fase

no presentan mayor problema (Tabla 3-28).



I max [A] 205 239 405

THDI (%) 3,4 4 6,7



Debido a que la carga generadora de armónicos no es muy grande se nota un

comportamiento periódico tanto de la carga como de la distorsión (Figura 3-11).

Figura 3-11: Corriente eficaz vs. THD I, para valores máximos fase 1, miércoles 9/8/2006


Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca programa TOPAS 1000/19



72

Al igual que en el transformador de 100 kVA C5T172 las recomendaciones se

las planteará en el Capítulo 4.

3.4.3.5. GARDAEXPORT S.A. - C5T22 (ARMÓNICOS DE CO RRIENTE)

El número de mediciones que incumplen el límite establecido en 2.3.3 y que

porcentaje representan del total de mediciones se presentan a continuación,

(Tabla 3-29).

Tabla 3-29: Resultados del procesamiento de la medición de armónicos de corriente en C5T22, límite de THD=20%

Mediciones fuera

de la NTSD


fuera de la NTSD

Fase 1 720 73%

Fase 2 775 78%

Fase 3 834 84%


Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca programa

Los porcentajes colocan a esta red eléctrica fuera de los rangos establecidos y

teniendo una red en el nivel de riesgo.

Los porcentajes de distorsión total armónica de corriente que corresponde a la

máxima carga registrada durante el periodo de medición para cada fase

incumplen el límite establecido (Tabla 3-30).



I max [A] 228 228 228

THDI (%) 59 205 59


Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca programa

Al realizar la comparación de los perfiles para los valores de la corriente eficaz

máxima en amperios contra la distorsión armónica de corriente total en

porcentaje, para datos pertenecientes al registro de día jueves 15 de junio de



73

2006 (Figura 3-12), se observa que en el periodo de trabajo de 7 de la mañana a 6

de la tarde, es decir a carga máxima, la distorsión tiende a disminuir, sin

embargo con porcentajes que incumplen el límite establecido.

Figura 3-12: Corriente eficaz vs. THD I, para valores máximos fase1, jueves 15/6/2006


Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca programa CODAM PLUS

3.4.4. FLICKER DE CORTA DURACIÓN (PST)

Como se expresó en el 2.2.2, este fenómeno se produce por la variación del

valor eficaz o amplitud del voltaje en un rango menor al 10% del valor nominal.

3.4.4.1. QUALITY SERVICES – C2T169 (PST)

Los resultados presentados a continuación (Tabla 3-31), indican un total de 100

mediciones que incumplen el límite de 1 en la fase 2, estas equivalen al 10%

del total de las mediciones.

Tabla 3-31: Resultados del procesamiento de la medición del Pst en C2T169.



Fase 1 48 5%

Fase 2 100 10%

Fase 3 47 5%





74

Una de las causas que originan este problema en esta florícola es el uso de

una acometida de la fase 2 para la iluminación y otros equipos de potencia

considerable.

3.4.4.2. FLORÍCOLA SAN JORGE – C3T19 (PST)

A continuación se presentan los resultados, indicando el número de valores por

fase que superan el límite establecido además de su correspondiente

porcentaje, (Tabla 3-32):




Fase 1 6 1%

Fase 2 5 1%

Fase 3 4 0%



Según lo establecido en 2.3.3 para este parámetro, no existe problema de

parpadeo en la iluminación en esta florícola.

3.4.4.3. ROSADEX S.A. – C5T172 (PST)

Los resultados presentados a continuación (Tabla 3-33), indican el número de

valores por fase y totales que superan el límite establecido además de su

correspondiente porcentaje.




Fase 1 22 3%

Fase 2 20 3%

Fase 3 11 1%





75


parpadeo en la iluminación de esta florícola.

3.4.4.4. ROSADEX S.A. – C5T173 (PST)

Los resultados presentados a continuación (Tabla 3-34), indican el número de

valores por fase y totales que superan el límite establecido y su

correspondiente porcentaje.




Fase 1 10 1%

Fase 2 9 1%

Fase 3 11 1%





3.4.4.5. GARDAEXPORT S.A. - C5T22 (PST)

A continuación se muestran los resultados del procesamiento de la información

adquirida por el equipo (Tabla 3-35).




Fase 1 5 1%

Fase 2 7 1%

Fase 3 7 1%







76

3.4.5. FACTOR DE POTENCIA (PF)

Un aspecto muy importante es que los equipos calculan el factor de potencia

con la siguiente formula:

Q

Q

S

PPF ×=

Esta ecuación define al factor de potencia PF como la relación entre la potencia

activa P y la potencia aparente S.

3.4.5.1. QUALITY SERVICES – C2T169 (PF)

La Tabla 3-36 indica el número de valores por fase y totales que superan el límite

establecido y su correspondiente porcentaje.

Tabla 3-36: Resultados del procesamiento de la medición del PF en C2T169



Fase 1 5 1%

Fase 2 1 0%

Fase 3 0 0% Total 0 0%



El factor de potencia para este transformador es bueno, es decir sus valores se

encuentran dentro de los límites aceptados como de buena calidad.

3.4.5.2. FLORÍCOLA SAN JORGE – C3T19 (PF)

La Tabla 3-37 indica el número de valores por fase y totales que superan el límite

establecido y su correspondiente porcentaje de tolerancia.



77




Fase 1 955 96%

Fase 2 978 98%

Fase 3 996 100% Total 996 100%

Fuente: Medición realizada en C3T19 con el equipo MEMOBOX 300 Elaborado por: M. Andrés Bedón Huaca

El 100% de los valores de factor de potencia incumplen con el límite, por lo

tanto este parámetro afecta la calidad del producto de la red eléctrica.

3.4.5.3. ROSADEX S.A. – C5T172 (PF)

El 100% de los valores de factor de potencia del transformador están fuera de

los límites, ver Tabla 3-38.




Fase 1 795 100%

Fase 2 302 38%

Fase 3 635 80% Total 795 100%



Este problema se debe a que no se posee una compensación reactiva, y los

compresores y bombas utilizados por la industria tienen requerimientos altos de

energía reactiva.

Se tiene además, que el problema de bajo factor de potencia se encuentra

latente en las 3 fases, ya que todas poseen porcentajes de mediciones, fuera

del rango establecido (0,92), que exceden el 5% máximo admisible.

Las soluciones se establecerán en el Capítulo 4.



78

3.4.5.4. ROSADEX S.A. – C5T173 (PF)

Se procede a determinar la cantidad de mediciones que incumplen con lo

establecido en 2.3.3, ver Tabla 3-39.




Fase 1 1003 100%

Fase 2 968 96%

Fase 3 970 96% Total 1008 100%



Los resultados son alarmantes, todas las mediciones, es decir 1008 se

encuentran fuera del límite establecido, lo que hace pensar que es necesaria

realizar los arreglos correspondientes para este transformador, que se

presentarán en el Capítulo 4.

3.4.5.5. GARDAEXPORT S.A. – C5T22 (PF)

Los resultados del procesamiento de la medición realizada en C5T22, se

presenta en la siguiente tabla:




Fase 1 99 10%

Fase 2 712 72%

Fase 3 58 6% Total 415 42%



Debido a una falla existente en un contactor del banco de capacitores, la fase 2

registra 712 mediciones fuera de rango, por lo tanto está afectando a la calidad

del producto eléctrico.



79

3.4.5.6. ALIMENTADOR C2 SUBESTACIÓN CAYAMBE (PF)

Basado en la Tabla 3-41 mostrada a continuación, se procede a determinar si se

cumple con lo establecido en 2.3.3 del registro obtenido durante el periodo del

15 de junio hasta el 21 de junio de 2006.

Tabla 3-41: Resultados del procesamiento de la medición del PF en C2

CAYAMBE C2 # PF Incumple 151

PF Promedio 0,93

PF Mínimo 0,86

PF Máximo 0,97

Hora PF Mínimo 1:50

Hora PF Máximo 5:50 % Incumple 15%



Se observa claramente que los valores registrados de factor de potencia

incumplen con lo establecido en 2.3.3.

3.4.5.7. ALIMENTADOR NÚMERO 3 SUBESTACIÓN CAYAMBE (PF)

Basado en la Tabla 3-42 mostrada a continuación, se procede a determinar si se

cumple con lo establecido en 2.3.3 del registro obtenido durante el periodo de

medición desde las 12:20 del 06 de junio de 2006 hasta las 11:00 del 13 de

junio de 2006.

Tabla 3-42: Resultados del procesamiento de la medición del PF en C3


PF Promedio 0,86

PF Mínimo 0,81

PF Máximo 1,00


Hora PF Máximo D/H % Incumple 99%





80

El factor de potencia presenta una elevada cantidad de mediciones fuera de los

límites lo que recae en un porcentaje total de mediciones, aproximadamente el

99%, que superan el rango establecido en 2.3.3.

3.4.5.8. ALIMENTADOR C5 SUBESTACIÓN CAYAMBE (PF)

Se plantea tres periodos de análisis:

• Periodo A desde las 00:00 del 25 de octubre de 2006 hasta las 23:50 del

31 de octubre de 2006,

• Periodo B desde las 13:20 del 08 de agosto de 2006 hasta las 13:20 del

15 de agosto de 200, y

• Periodo C desde las 00:00 del 15 de junio de 2006 hasta las 23:50 del

21 de junio de 2006.

Se toma el análisis para tres diferentes periodos debido a que la medición

hecha a cada uno de los transformadores fue en diferentes periodos.

1) PERIODO A (PF)

Basado en la Tabla 3-43, se procede a determinar si se cumple con lo establecido

en 2.3.3 del registro obtenido desde 25 al 31 de octubre de 2006.

Tabla 3-43: Resultados del procesamiento de la medición del PF en C5, periodo A


PF Promedio 0,86

PF Mínimo 0,79

PF Máximo 0,93



Fuente: Medición realizada en C3 con el equipo ION 3000 en octubre de 2006


Se observa claramente que el 98% de los valores registrados de factor de

potencia, incumplen con el límite de 0,92.



81

2) PERIODO B (PF)

Basado en la Tabla 3-44 se procede a determinar si se cumple con lo establecido

en 2.3.3 del registro obtenido durante el periodo comprendido desde el 8 al 15

de agosto de 2006.

Tabla 3-44: Resultados del procesamiento de la medición del PF en C5, periodo B


PF Promedio 0,85

PF Mínimo 0,78

PF Máximo 0,91



Fuente: Medición realizada en C3 con el equipo ION 3000 en agosto de 2006


El factor de potencia que se tiene en la salida del alimentador 5 para el periodo

B posee todos los valores que incumplen con lo establecido en 2.3.3.

3) PERIODO C (PF)

Basado en la Tabla 3-45 se procede a determinar si se cumple con lo establecido

en 2.3.3 del registro obtenido durante el periodo comprendido desde el 15 al 21

de junio de 2006.

Tabla 3-45: Resultados factor de potencia para el alimentador C5, periodo C


PF Promedio 0,87

PF Mínimo 0,81

PF Máximo 0,94


Hora PF Máximo 5:50 % Incumple 93,9%

Fuente: Medición realizada en C3 con el equipo ION 3000 en junio de 2006


Al igual que en las otras dos mediciones efectuadas en la salida de este

alimentador, el factor de potencia está fuera de los rangos establecidos en

2.3.3.



82

3.5. RESUMEN

En este capítulo se ha dado las pautas a seguir para evaluar la calidad del

producto eléctrico en lo referente a nivel de voltaje, flicker, armónicos y factor

de potencia.

Para consumidores del tipo florícola se dividen en tres clases de

contaminadores según lo moderno de sus redes eléctricas:

• Consumidor con procesos automáticos (incluye banco de capacitores)

• Consumidor sin procesos automáticos con compensación capacitiva

• Consumidor sin procesos automáticos sin compensación capacitiva

Cada uno de ellos tiene sus puntos fuertes y débiles, por ejemplo un

consumidor con procesos automáticos va a tener problemas en lo referente a la

contaminación producida por armónicos pero su factor de potencia estará bien

en todo el periodo de medición con un aspecto que influye relevantemente en

las pérdidas, no ocasiona sobre compensación.

Para una florícola sin automatización, es mucho mejor económicamente

instalar un banco de condensadores fijos o por lo menos semiautomáticos, este

es el caso de GARDAEXPORT, y aunque denota una gran falla en el factor de

potencia para la fase 2, esta pudo haber sido ocasionada por alguna falla en

alguno de los elementos acoplados a este.

Un consumidor sin automatización y sin compensación no tendrá problemas en

lo referente a armónicos pero sin dudad alguna el factor de potencia será

deficiente en casi todo el periodo.

Según lo establecido en la Regulación No. CONELEC – 004/01 el único

parámetro que se debe cumplir es el Factor de Potencia, así que el consumidor

estaría en la obligación de mejorar este parámetro instalando una

compensación de reactivos.



83

A continuación se presenta la Tabla 3-46 con el resumen del análisis de calidad de

producto, efectuada para los transformadores de los consumidores tipo florícola

y los alimentadores que suministran la energía eléctrica a cada uno de estos.

Tabla 3-46: Resumen análisis de calidad del producto

Nivel de voltaje THDV THVI Flicker PF

Quality Services I I NR I NR I C

Florícola San Jorge I C NI I NR C I

ROSADEX S.A. T172 I C NS I NI C I

ROSADEX S.A. T173 I C NS I NI C I

GARDAEXPORT C C NI I NR C I

Alimentador C2 C - - - I



(C) Cumple con Regulación o Norma (I) Incumple con Regulación o Norma

(NS) Nivel Seguro de Armónicos (NI) Nivel Inseguro de Armónicos (NR) Nivel de Riesgo de Armónicos

Fuente: Mediciones realizadas con los equipos MEMOBOX300, TOPAS 1000 e ION 3000.




84

4. ANÁLISIS TÉCNICO

4.1. INTRODUCCIÓN

En este capítulo se planteará las posibles recomendaciones, desde el punto de

vista técnico, para mejorar los parámetros que se detectaron deficientes en el

capítulo anterior para las redes eléctricas de los transformadores denominados

C5T172 y C5T173 de la florícola ROSADEX S.A. y del alimentador C5 de la

subestación Cayambe.

Para determinar soluciones en redes de distribución interna de esta florícola, se

deben tener muy claros los siguientes términos:

• Diagrama unifilar de los diferentes circuitos

• Distribución de la carga eléctrica para cada circuito

• Tiempos que operan los diferentes equipamientos

• Procesos de producción

Un diseño mal elaborado de una red eléctrica, coopera para recabar en una

mala calidad de los parámetros que determinan la calidad producto eléctrico.

Además de este problema notable, se tienen otros que a continuación se

enlista:

• Mala utilización de la energía eléctrica, que produce excesiva demanda

exclusivamente en las horas pico.

• Distribución no adecuada de la carga dentro de la florícola, produce

caídas de voltaje en los extremos de las redes.

• Subdimensionamiento del calibre del conductor, produce pérdidas por

efecto joule y caídas de voltaje considerables.



85

• Equipos que requieren de energía reactiva para su funcionamiento, sin

una adecuada compensación produce un bajo factor de potencia.

• Incremento en la utilización de equipos no lineales y basados en la

electrónica de potencia, aumenta la contaminación del voltaje por

requerimientos de corrientes armónicas.

Para los transformadores C5T172 y C5T173 se realizará conjuntamente el

estudio para mejorar flicker de corta duración y nivel de voltaje; e igualmente

para mejorar el factor de potencia, se analizará la compensación por bancos de

capacitores y la distorsión armónica.

Se efectuará los siguientes cálculos para este estudio:

• Determinación de los valores de voltaje en el primario de los

transformadores al variar la posición actual del tap.

• Determinación de las caídas de voltajes para los circuitos iniciales y

finales.

• Determinación de las pérdidas para los circuitos iniciales y finales.

Además se propone analizar al alimentador C5 de la subestación Cayambe,

según parámetros eléctricos como:

• Cargabilidad

• Porcentaje de utilización del alimentador

• Balance de fases

• Pérdidas

• Caídas de voltaje

4.2. TRANSFORMADOR TRIFÁSICO DE 100 kVA (C5T172)

En resumen, este transformador presenta problemas serios en lo referente a

nivel de voltaje y factor de potencia incumpliendo con la regulación; en lo

referente a armónicos de voltaje y flicker cumple con la regulación; y en lo



86

referente a armónicos de corriente satisface la norma pero se encuentra en el

nivel definido como inseguro.

4.2.1. NIVEL DE VOLTAJE Y FLICKER

El flicker de corta duración o Pst es un problema que se suscita cuando la

amplitud de la onda de voltaje decrece, es decir pérdida o caída de voltaje. Por

lo tanto al mejorar el nivel de voltaje para la red eléctrica se estará ayudando a

eliminar el fenómeno del parpadeo.

El problema de tener sobre voltaje en una instalación de este tipo, puede

corresponder a un erróneo uso de capacitores, reguladores y/o el tap del

transformador; como en las instalaciones eléctricas de la florícola no existe

compensación con banco de capacitores, ni se tienen instalados reguladores

de voltaje, el inconveniente recae en la mala utilización del tap del

transformador.

Figura 4-1: Perfil de voltaje en el secundario para el periodo del 8 al 15 de octubre de 2006

Perfil de voltaje

110

115

120

125

130

135

140

1 40 79 118

157

196

235

274

313

352

391

430

469

508

547

586

625

664

703

742

781

# medición

[V]

V L1V L2V L3Serie4





87

El tap actualmente se encuentra en la ubicación número 5, para este

transformador y se tendría una relación de transformación de 7240:127 voltios

es decir 5721 =nn .

La condición actual del perfil de voltaje para este transformador se presenta en

la Figura 4-1; en la cual se puede observar que la mayoría de los valores de voltaje

medidos son superiores a 127 (V), que es el valor nominal de entrega del

secundario del transformador.

Figura 4-2: Estadística actual de los valores de voltaje.

NIVEL DE VOLTAJE

87%

94%90%

13%

6%10%

690

745718

105

5077

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

V1 V2 V3 V1 V2 V3

% mediciones

0

100

200

300

400

500

600

700

800# mediciones

Valores de voltaje dentro de los límites aceptables117 V < Vfn < 137 V

Valores de voltaje que incumplen el límite superior

Vfn > 137 V



Debemos obtener los valores de voltaje que este transformador recibe de la red

de la distribuidora, es decir el valor del voltaje en el primario del transformador.



88

4.2.1.1. CÁLCULO DEL NIVEL DE VOLTAJE EN EL PRIMAR IO DEL

TRANSFORMADOR

Para determinar el nivel de voltaje en el primario del transformador se utilizará

la relación de expresada en la siguiente fórmula:

2

1

n

nVV SmedidoP ×=

De esta manera se obtiene los resultados que se indican en la Tabla 4-1:

Tabla 4-1: Resultados del nivel de voltaje del primario del transformador C5T172

Mediciones fuera

de la Regulación


fuera de la Regulación

Fase 1 0 0%

Fase 2 0 0%

Fase 3 0 0%



El nivel de voltaje que la empresa distribuidora entrega en los bornes de alta

tensión del transformador de la florícola se encuentra dentro de los límites

establecidos.

Determinado que el nivel de voltaje del primario del transformador está dentro

de los valores permitidos, la solución para disminuir el valor del voltaje en la

salida de este transformador, es decir el voltaje en los bornes del secundario,

será la manipulación del tap de dicho transformador moviéndolo, de la posición

actual que es la 5 a la posición 4, en donde se tendrá una relación de

transformación de 7430,5:127 voltios es decir que 5,5821 =nn , y así se obtiene

un nuevo perfil de voltaje indicado en la Figura 4-3.



89

Figura 4-3: Perfil de voltaje en el secundario con el tap ubicado en la posición 4

Perfil de voltaje con el tap en la posición 4

110

120

130

140

1 74 147 220 293 366 439 512 585 658 731

# medición

Voltios

Voltaje fase 1Voltaje fase 2Voltaje fase 3V nominal



El perfil queda completamente dentro de los niveles establecidos, cumpliendo

con lo establecido en 2.3.3, por lo tanto se afirma que el problema con los

valores de voltajes es de la red interna de la florícola.

La situación actual es que los compresores alimentados por este transformador

no están recibiendo el voltaje adecuado (fase-fase), por tal motivo el personal

de mantenimiento de la florícola subió el tap a la posición 5.

Rosadex S.A. en sus inicios no tenía una gran infraestructura como la de hoy

día, así las redes fueron calculadas para una menor corriente de carga,

obviamente la capacidad en kVAs en transformadores si aumentó, pero el

centro de transformación quedó muy alejado de las cargas finales.

Límite superior = 137 [V]

Límite inferior = 117 [V]

127



90

4.2.1.2. CÁLCULO DE PÉRDIDAS INICIALES DEL CIRCUIT O DE C5T17215

Para este cálculo utilizaremos el programa computacional SPARD, basado en

el diagrama unifilar inicial para el circuito alimentado por el transformador

C5T172 expuesto en el ANEXO K plano 2.

Los datos que debemos ingresar al programa son los siguientes:

• Capacidad instalada (Cap.Inst= 100 kVA)

• El factor de potencia promedio (Fpp= 0,84)

• La demanda máxima de potencia activa (Dpmax= 66,4 kW)

• La demanda de potencia reactiva justo en el tiempo cuando ocurrió la

demanda máxima de potencia reactiva (Dq=34,1 kVAr)

• El factor de potencia para demanda máxima (Fpdmax= 0,889)

• Demanda promedio de potencia activa (Dpprom= 39,4 kW)

• Factor de carga

=== 59,0

4,66

4,39

maxp

ppromc D

DF

• Factor de demanda

=

×=

×= 746,0

889,0100

4,66

. maxpd

pprod FInstCap

DF

El Fpp, Dpmax, Dq, Fpdmax, Dpprom fueron obtenidos por el analizador de redes

Memobox 300 para valores medios.

Se considera una red eléctrica con sus fases aproximadamente balanceadas y

el tap del transformador se lo ubicará en la posición 4.

A continuación se presentan los resultados del flujo para este circuito (Tabla 4-2,

Tabla 4-3, Tabla 4-4):

15 Los resultados se obtuvieron de la simulación realizada en el programa SPARD.



91

Tabla 4-2: Parámetros ingresados en el programa.

Factor de Potencia Factor de carga Factor de pérdidas Factor de demanda

0,84 0,59 0,40 0,72

Fuente: Simulación realizada en el programa SPARD


Tabla 4-3: Información general por fase.

Fase Carga potencia

activa (kW)

Carga potencia

reactiva (kVAr.)

Caída de voltaje

Máxima

Regulación

Máxima

Corriente en el

transformador (A)

A 22,75 10,35 9,42 % 10,40 % 212,3 B 22,44 10,38 8,00 % 8,70 % 209,08 C 22,58 10,44 8,83 % 9,69 % 210,85



Tabla 4-4: Pérdidas totales del circuito.

Energía

(kWh)

Potencia activa

(kW)

Potencia activa

(%)

Potencia reactiva

(kVAr)

Potencia reactiva

(%)

1466 5,14 7,05 5,12 14,10



4.2.1.3. CÁLCULO DE LA CAÍDA DE VOLTAJE

Como se observa los resultados de la Tabla 4-3, las máximas caídas de voltaje se

encuentran fuera del porcentaje admisible que es de 3%.16

Se plantean 2 posibles soluciones:

• Aumento del calibre del conductor

• Reubicación del transformador

Según los estudios realizados el aumento del calibre del conductor no

soluciona la caída de voltajes en el final del circuito.

16 Normas para construcción de líneas y redes de distribución – EMELNORTE S.A.



92

A continuación se detalla la segunda alternativa para reducir la caída de voltaje

en la red, la reubicación del transformador C5T172 lo más cerca posible del

centro de carga.

Para realizar esto se necesita la distribución de la carga que se muestra a

continuación en la Tabla 4-5:

Tabla 4-5: Distribución de carga del circuito alimentado por el transformador C5T172.

POSTE CARGA (kVA) PORCENTAJE DE CARGA

C5P1617 3,45 4%

C5P1619 7,11 9%

P5 28,4 36%

P6 39,73 50%


La mayor concentración de carga se encuentra ubicada en el poste P6 con el

50% del total de la carga, pero debido a la topología de la red de este circuito,

se opta por ubicar el transformador en P5 en donde se encuentra el 36% de la

carga total a 45,64 metros de P6.

El diagrama unifilar y la distribución de la carga se exponen en el ANEXO K

plano 3.

La Tabla 4-6 indica el cálculo de caída de voltaje, al reubicar el transformador

C5T172 hacia el poste P5.

Tabla 4-6: Caídas de voltaje para el circuito alimentado por el transformador C5T172, reubicado en P5.

Caída de voltaje máxima

Fase 1 1,57%

Fase 2 1,37%

Fase 3 1,46%





93

La reubicación del transformador hacia P5 ayuda a disminuir la caída de voltaje

en P6 de 5,59% a 2,25% por lo tanto el voltaje que llegaría a este punto de la

red estaría dentro de los niveles requeridos por la carga.

El resumen del presupuesto se presenta a continuación en la Tabla 4-7.

Tabla 4-7: Resumen del presupuesto

POSTES CONDUCTORES TRANSFORMADORES ALUMBRADO TOTALES MATERIALES: $280,15 $163,79 $29,95 $0,00 $473,89

MANO DE OBRA Y TRANSPORTE: $349,95 $36,17 $395,88 $11,16 $793,16

COSTOS INDIRESTOS: $126,02 $39,99 $85,17 $2,23 $253,41 $756,12 $239,95 $511,00 $13,39

ESTUDIOS: $126,70 SUBTOTAL DEL PRESUPUESTO $1.520,46

I.V.A $182,45

TOTAL DEL PRESUPUESTO $1.829,62


Más información ver los anexos (Tabla E-1, Tabla E-2, Tabla E-3, Tabla E-4, Tabla E-5, Tabla E-6,

Tabla E-7, Tabla E-8)

4.2.2. FACTOR DE POTENCIA Y ARMÓNICOS

Debido a que la energía reactiva provoca sobrecarga en las líneas

transformadoras y generadoras, sin producir trabajo útil, es necesario

neutralizarla o compensarla.

La Figura 4-4 muestra la curva Q que representa los requerimientos actuales de

Potencia Reactiva, estos oscilan de 15 kVAr a 35 kVAr.

Los capacitores generan energía reactiva en sentido inverso a la consumida en

la instalación.

La aplicación de estos neutraliza el efecto de las pérdidas por campos

magnéticos.



94

Figura 4-4: Potencia Reactiva requerida

Potencia Reactiva para valores medios

10

15

20

25

30

35

401 37 73 109

145

181

217

253

289

325

361

397

433

469

505

541

577

613

649

685

721

757

793

# medición

kVAr

Curva Q

35 kVAr



Al instalar capacitores, se reduce el consumo total de energía (activa +

reactiva), de lo cual se obtienen varias ventajas.

Uno de los beneficios que se obtiene es la reducción de los recargos que

EMELNORTE S.A. aplica al consumo de energía reactiva con objeto de

incentivar su corrección.

La instalación de capacitores permite reducir la energía reactiva transportada

disminuyendo las caídas de voltaje en la línea, incide en la sección de los

conductores tomando en cuenta que se podría mantener el calibre actual y

permite reducir las pérdidas por efecto joule que se producen en los

conductores y transformadores.

Cuando se menciona la reducción de las pérdidas se está hablando de

disminuir la intensidad de corriente, este efecto también permite aumentar la

potencia disponible en la instalación sin necesidad de ampliar los equipos como

cables, aparatos y transformadores.



95

4.2.2.1. CÁLCULO DE LA POTENCIA REACTIVA

La necesidad de una compensación reactiva es imperiosa debido a que el

factor de potencia promedio para este transformador es de 0,84 y el límite,

establecido en 2.3.3, es de 0,92.

Para este cálculo se necesita conocer tres aspectos:

• La potencia activa instalada en kilovatios (Tabla E-9)

• El factor de potencia inicial.

• El factor de potencia deseado.

Dos de los tres aspectos son conocidos; el factor de potencia inicial será 0,84 y

el factor de potencia objetivo o deseado será 0,9517.

La Tabla D-1, nos muestra los coeficientes c que se obtienen para cada relación

entre el factor de potencia inicial y el deseado.

La potencia reactiva requerida quedaría de la siguiente forma:

kVAR 20317,065 =×=×=kWQ

cPQ

El requerimiento de potencia reactiva es de 20 kVAr; según lo especificado en

2.2.4.2, si la necesidad de potencia reactiva sobrepasa el 15% de la potencia

nominal del transformador se debería instalar compensación automática.

Tenemos que:

10010100

10203

3

×××=

n

c

S

Q

17 SCHNEIDER ELECTRIC, “Manual teórico práctico”, Capítulo E.



96

%20=n

c

S

Q

Como el porcentaje que se obtuvo es mayor a 15%, la compensación que

mejor se adapta a nuestras necesidades técnicas sería la automática.

También se puede calcular los reactivos requeridos basados en los datos de

origen para la Figura 4-4, determinando un valor que cubra las necesidades el

90% del tiempo.

Es decir para un total de 795 mediciones 716 deben estar por debajo del valor

límite para tener el 90% de tiempo compensado.

El valor con el cual se obtiene una compensación durante el 90% del tiempo es

de 30 kVAr. Un banco de capacitores de 30 kVAr necesitaría más elementos

(capacitores, breakers y contactores) elevando así el costo de este.

4.2.2.2. ARMÓNICOS

La evaluación realizada de la distorsión total de armónicos de corriente en

3.4.3.3 dio como resultado que este factor está incumpliendo con los límites y

rangos establecidos en 2.3.3.

Se procede con el análisis de la distorsión total de la demanda para el periodo

de medición, basado en la Tabla 4-8:

Tabla 4-8: Resultados del procesamiento de la medición en el transformador C5T172, para TDDI=20%

Mediciones fuera

del límite establecido


fuera del límite establecido

Fase 1 0 0%

Fase 2 0 0%

Fase 3 0 0%





97

Se aprecia claramente que este parámetro de referencia de calidad posee muy

pocas mediciones que exceden el límite, por lo tanto se puede sacar como

conclusión que la distorsión armónica producida no es de mucha importancia.

4.2.2.3. BANCO DE CAPACITORES (C5T172)

La instalación de un banco de capacitores es la alternativa planteada para

solucionar el problema de bajo factor que presenta este circuito, y como

consecuencia de esta mejora de factor de potencia se puede lograr una

disminución de pérdidas y caída de voltaje.

El banco de capacitores automático consistiría de una unidad fija de 10 kVAr y

dos pasos variables de 5 kVAr con lo que se logra las siguientes

combinaciones:

• 10 kVAr (unidad fija)

• 15 kVAr (unidad fija más unidad variable)

• 20 kVAr (unidad fija más las dos unidades variables)

La vida útil de los capacitores se extiende debida a que sólo funcionan cuando

es necesario, por el contrario los contactores envejecen aunque debido a que

están bien dimensionados durarán aproximadamente 3 años.

Además evita que exista sobrecompensación es decir flujo de reactivos en

sentido contrario.

Más información en los anexos (Tabla E-10).

4.2.2.4. CÁLCULO DE LA FRECUENCIA DE RESONANCIA (C5 T172)

La frecuencia de resonancia se la calculará con los resultados obtenidos del

flujo de cortocircuito corrido en el programa SPARD según el ANEXO K plano

7.

Primero debemos encontrar el rango:



98

Qc

Scchrp =

1120

2640 ==hrp

Entonces calculamos la frecuencia de resonancia:

hrpffr ⋅=

6601160 =⋅=fr

Tabla 4-9: Cálculo de la frecuancia de resonancia C5T172.

Valor Unidad f 60 Hz

Qc 20 kVAr V 220 V

Icc 12 kA Scc 2640 kVA hrp 11 fr 660 Hz



Como 11 es un armómico que se encuentra presente en la red en un

porcentaje muy por debajo del límite, el banco de capacitores no presentará

problemas al ser instalado.

4.2.3. CÁLCULO DE PÉRDIDAS FINALES DEL CIRCUITO DE

C5T172 18

Al modificar la topología de una red o al instalar nuevos equipos cambia la

impedancia o los requerimientos de corriente por lo que las pérdidas de

potencia varían.




99

Se procede a realizar el cálculo de las pérdidas con la nueva topología de la

red expuesta en el plano 7.









• Factor de carga




Se considera un sistema aproximadamente balanceado y el tap del

transformador se lo ubicará en la posición 4.

A continuación se presentan los resultados del flujo para este circuito, (Tabla 4-10,

Tabla 4-11):

Tabla 4-10: Reducción de las pérdidas iniciales al reubicar el transformador C5T172 e instalar un banco de capacitores

en el poste P5

Fase Carga potencia

activa (kW)

Carga potencia

reactiva (kVAr)

Caída de voltaje

Máxima

Regulación

máxima

Corriente en el

transformador (A)

A 24,17 4,62 1,57 1,60 255,12

B 24,17 4,62 1,37 1,39 254,84

C 24,17 4,62 1,46 1,48 254,97





100

Tabla 4-11: Pérdidas totales del circuito

Energía

(kWh)

Potencia activa

(kW)

Potencia activa

(%)

Potencia reactiva

(kVAr)

Potencia reactiva

(%)

167,8 0,58 0,79 0,58 4,02



Comparando con los resultados del flujo original se tiene lo siguiente:

Tabla 4-12: Reducción de la caída de voltaje que se obtiene al reubicar el transformador C5T172 e instalar un banco

de capacitores en el poste P5

Fase Caída de voltaje máxima original

Caída de voltaje máxima final

Reducción de la caída de voltaje

máxima

A 9,42 % 1,57 % 7,85 %

B 8,00 % 1,37 % 6,63 %

C 8,83 % 1,46 % 7,37 %



Tabla 4-13: Reducción de las pérdidas iniciales al reubicar el transformador C5T172 e instalar un banco de capacitores

en el poste P5

Energía (kWh)

Potencia activa (kW)

Potencia reactiva (kVAr)

Original 1466 5,14 5,12

Final 168 0,58 0,58

Reducción 1298 4,56 4,54



Más información ANEXO K plano 11.

4.3. TRANSFORMADOR TRIFÁSICO DE 75 kVA (C5T173)

En el capítulo tres se determinó que las falencias en el circuito alimentado por

el transformador C5T173 son las siguientes:

• Nivel de voltaje elevado con un valor máximo de 142 voltios,

incumpliendo en el 44% de mediciones,



101

• Factor de Potencia bajo con 100% de mediciones fuera de los límites

establecidos,

• Armónicos de corriente dentro de los límites establecidos, pero en un

nivel inseguro.

A continuación se procederá a analizar cada uno de las falencias con el

objetivo de determinar cual sería la mejor opción para mitigarlas.

4.3.1. NIVEL DE VOLTAJE

La red que alimenta este transformador es mucho más extensa que la del

anterior transformador, pero con menos carga instalada.

Otro aspecto importante que se debe tomar en cuenta es que el tap

actualmente se encuentra en la ubicación número 5, con una relación de

transformación de 7240:127 voltios es decir 5721 =nn .

Los valores de voltaje se encuentran sobre el límite superior en un porcentaje

mucho mayor al establecido, por lo que se prevé realizar un análisis del voltaje

de entrada del transformador.

La línea de alta que alimenta a este transformador viene a continuación del

transformador de 100 kVA a través de dos postes a unos 100 metros de

distancia.

4.3.1.1. CÁLCULO DEL NIVEL DE VOLTAJE EN EL PRIMAR IO DEL

TRANSFORMADOR

Se utiliza la misma metodología, que se empleó en 4.2.1.1, para determinar el

voltaje en el primario del transformador.



102

Tabla 4-14: Resultados del nivel de voltaje del primario del transformador C5T173

Mediciones fuera

de la Regulación


fuera de la Regulación

Fase 1 0 0%

Fase 2 0 0%

Fase 3 0 0%



La Tabla 4-14 indica que los valores del voltaje de entrega (para cada fase) por

parte de la empresa distribuidora se encuentran dentro de los parámetros

permitidos.

La solución podría ser la manipulación del tap del transformador de la posición

actual que es la 5 hacia la 4.

Se procede a obtener la Tabla 4-15, si se ubica el tap en la posición 4 con una

relación de transformación de 7430,5:127 voltios, es decir que 5,5821 =nn .

Tabla 4-15: Resultados del nivel de voltaje para transformador C5T173 con el tap ubicado en la posición 2

Mediciones fuera

de los límites

Porcentaje de mediciones que se

encuentran fuera de los límites

Fase 1 5 0%

Fase 2 46 5%

Fase 3 21 2%



Al ubicar el tap del transformador C5T173 en la posición 4 se obtiene valores

de voltaje que cumplen con lo establecido en 2.3.3.

El personal de mantenimiento se pronunció expresando que el problema real

es el voltaje con el que se alimentan sus bombas de riego y de fumigación

instaladas a lo largo de esta red. Por tal motivo se va a calcular las pérdidas y

las caídas de voltaje en este circuito.



103

4.3.1.2. CÁLCULO DE PÉRDIDAS INICIALES DEL CIRCUIT O DE C5T17319

Para este cálculo utilizaremos el programa computacional SPARD, basándonos

en el diagrama unifilar inicial de la red alimentada desde el transformador

C5T173 en el ANEXO K plano 4.









• Factor de carga

=== 28,0

16,39

7,11

maxp

ppromc D

DF


=

×=

×= 60,0

866,075

16,39

. maxpd

pprod FInstCap

DF










104

Tabla 4-16: Parámetros ingresados en el programa


0,72 0,28 0,12 0,60



Tabla 4-17: Información general por fase

Fase Carga potencia

activa (kW)

Carga potencia

reactiva (kVAr.)

Caída de voltaje

Máxima (%)

Regulación

Máxima (%)

Corriente en el

transformador (A)

A 13,74 7,89 3,74 3,88 124,03

B 13,68 7,91 3,29 3,40 123,56

C 13,70 7,92 3,50 3,62 123,79




Energía

(kWh)

Potencia activa

(kW)

Potencia activa

(%)

Potencia reactiva

(kVAr)

Potencia reactiva

(%)

83,40 0,97 2,30 0,97 3,93




La hipótesis planteada es que existe caída de tensión a lo largo del circuito

alimentado por el transformador C5T173, que recae en un nivel de voltaje bajo

en las acometidas que alimentan las bombas de riego y de fumigación.

Para confirmar esta hipótesis se procede a calcular la caída de voltaje

utilizando el diagrama unifilar y la distribución de carga respectiva para este

circuito (ver ANEXO K plano 4).




105

Tabla 4-19: Caída de voltaje para el circuito alimentado por el transformador C5T173

Máxima caída de voltaje P6

Máxima caída de voltaje P34

Fase 1 3,74% 3,51%

Fase 2 3,29% 3,11%

Fase 3 3,50% 3,43%



Como se observa en la Tabla 4-19, la caída de voltaje es preocupante en el fin de

red; esto se debe a que el circuito es muy largo y existen cargas “fuertes” en

los extremos de cada ramal del circuito.

Para resolver este problema se plantean las siguientes alternativas:

• Cambio del conductor en todo el circuito

• Reubicación del transformador C5T173 hacia el centro de carga y

cambio del conductor

• Reubicación del transformador C5T173 hacia el centro de carga e

instalación de un nuevo transformador en el ramal que se requiera.

Realmente en este caso el cambio del calibre del conductor no ayudó mucho y

se continúa teniendo caída de voltaje superior al 3% en dos fases para el

terminal más crítico y una de las fases del otro terminal.

La segunda alternativa propuesta como solución comprendía aumentar el

calibre del conductor y ubicar el transformador hacia el centro de carga; como

existe caída de voltaje representativa en cada uno de los terminales de cada

ramal, si se mueve el transformador hacia el centro de carga ubicada en P6,

estaríamos empeorando la caída de voltaje en los otros terminales, por lo tanto

este resultado estaría también descartando a esta alternativa.

A continuación se detalla la tercera propuesta, instalar un nuevo centro de

transformación y dividir este circuito en dos.



106

El nuevo diagrama unifilar y la distribución de carga para la red alimentada

desde el transformador C5T173 están indicados en el ANEXO K plano 5.

La nueva caída de voltaje se presenta a continuación en la Tabla 4-20.

Con esta nueva topología de red y distribución de la carga se obtiene los

resultados requeridos con caída de voltaje menor al 3% en los terminales del

circuito.

Tabla 4-20: Caída de voltaje para el nuevo circuito alimentado por el transformador C5T173

Máxima caída de voltaje

Fase 1 2,25%

Fase 2 2,04%

Fase 3 2,13%



El nuevo diagrama unifilar y la distribución de carga para la red alimentada

desde el nuevo transformador CT3 están indicados en el ANEXO K plano 6.

La caída de voltaje se presenta a continuación en la Tabla 4-21.

Tabla 4-21: Caída de voltaje para el nuevo circuito alimentado por el transformador CT3

Máxima caída de voltaje

Fase 1 1,41%

Fase 2 1,23%

Fase 3 1,24%



El resumen del presupuesto para este cambio en la topología de la red eléctrica

se presenta a continuación, (Tabla 4-22):



107

Tabla 4-22: Resumen del presupuesto

POSTES CONDUCTORES TRANSFORMADORES ALUMBRADO TOTALES

MATERIALES: $1105,60 $877,68 $2679,92 $0,00 $4663,20 MANO DE OBRA Y

TRANSPORTE: $960,17 $248,64 $470,02 $55,80 $1734,64

COSTOS INDIRESTOS 20%: $413,15 $225,26 $629,99 $11,16 $1279,57

$2478,93 $1351,59 $3779,93 $66,96

ESTUDIOS $639,78

SUBTOTAL $7.677,40

I.V.A $921,29

TOTAL $9.238,47


Debido a que las pérdidas para el circuito original no son muy grandes, es

posible que la readecuación de la red no se la pueda justificar

económicamente.

4.3.2. FACTOR DE POTENCIA Y ARMÓNICOS

El transformador denominado C5T173 de 75 kVA de capacidad, alimenta una

carga que se basa en bombas para riego y fumigación.

Figura 4-5: Potencia Reactiva requerida





108

La Figura 4-5 muestra los requerimientos actuales de Potencia Reactiva, que

oscilan entre 5 y 15 kVAr.

El banco de capacitores tiene la finalidad de mejorar el factor de potencia

suministrando las necesidades de potencia reactiva que las bombas requieren,

y así obtener la reducción de los recargos que la empresa distribuidora aplica.

La instalación de condensadores permite reducir las caídas de tensión en los

conductores permitiendo mantener el calibre actual; además reduce las

pérdidas por efecto joule que se producen en conductores y transformadores.

Cuando se menciona la reducción de las pérdidas se está hablando de

disminuir la intensidad de corriente, este efecto también permite aumentar la

potencia disponible en la instalación sin necesidad de ampliar los equipos como

cables, aparatos y transformadores.

4.3.2.1. CÁLCULO DE LA POTENCIA REACTIVA

La necesidad de una compensación reactiva es de carácter urgente tomando

en cuenta que el límite establecido en 2.3.3 es de 0,92 y el factor de potencia

promedio para este transformador es de 0,72.

Los datos para calcular los requerimientos de potencia reactiva son los

siguientes:

• La potencia activa consumida en kilovatios (ANEXO F Tabla F-1)

• El factor de potencia inicial ( )72,0=inicialPF

• El factor de potencia deseado ( )95,0=finalPF 21

Para la relación entre el factor de potencia inicial de 0,72 y el deseado de 0,95

se obtiene el coeficiente c de 0,634 (ANEXO D Tabla D-1).

21 SCHNEIDER ELECTRIC, “Manual teórico práctico”, Capítulo E.



109

La potencia reactiva requerida quedaría de la siguiente forma:

kVAR 22634,045 =×= kWQ

El requerimiento de potencia reactiva es de 22 kVAr; según lo especificado en

2.2.4.2, si la necesidad de potencia reactiva sobrepasa el 15% de la potencia

nominal del transformador se debería instalar compensación automática.

Tenemos que:

10010100

10223

3

×××=

n

c

S

Q

%22=n

c

S

Q

Como el porcentaje que se obtuvo es mayor a 15% la compensación que mejor

se adapta a nuestras necesidades técnicas sería la automática.

La necesidad de reactivos se la puede calcular basado en los datos de origen

para la Figura 4-5, de la misma manera que se determinó para el transformador

denominado C5T172 en 4.2.2.1.

Con un total de 1008 mediciones, 907 deberán estar debajo del valor límite

para tener el 90% del tiempo compensado.

El valor límite con el cual se tendría compensada las necesidades de reactivos

en el 90% del tiempo es de 15 kVAr.

Ahora bien de acuerdo con la Figura 4-5, si colocamos una banco de 20 kVAr se

tendría una compensación durante casi todo el periodo de medición (1006

valores de los 1008 estarían compensados) incrementando el costo; si se

instala un banco de capacitores de 15 kVAr se tendría una mejor



110

compensación sin llegar a tener valores de factor de potencia capacitivo y a un

menor costo.

4.3.2.2. ARMÓNICOS

Como se ve en el estudio realizado en 3.4.2.4, el THDV se encuentra dentro de

los rangos permitidos en 2.3.3 y dentro del nivel establecido como seguro; por

otra parte el estudio realizado en 3.4.3.4, determinó un THDI dentro de los

rangos permitidos en 2.3.3 pero en el nivel denominado como inseguro.

Se procede con el análisis de la distorsión total de la demanda para el periodo

de medición, basado en la Tabla 4-23:

Tabla 4-23: Resultados del procesamiento de la medición en el transformador C5T173, para TDDI=20%

Mediciones fuera

del límites establecidos


fuera del límite establecido

Fase 1 3 0%

Fase 2 6 1%

Fase 3 0 0%



Se aprecia claramente que este parámetro de referencia de calidad posee muy

pocas mediciones que exceden el límite, por lo tanto se puede sacar como

conclusión que la distorsión armónica producida no es de mucha importancia.

4.3.2.3. BANCO DE CAPACITORES (C5T173)

La instalación de un banco de capacitores es la alternativa que se propone

para solucionar el problema serio de bajo factor que presenta este circuito, y

como consecuencia de esta mejora de factor de potencia se puede lograr una

disminución de pérdidas y caída de voltaje.

Se propone la instalación de un banco de capacitores semiautomático con

equipos Lifasa y Camsco, una unidad fija de 5 kVAr y una unidad de 10 kVAr

que se controla por medio de un timer durante las horas de bombeo.



111

La demanda de potencia reactiva (dos días en la semana de trabajo normal y

un día del fin de semana) se incrementa para el periodo de tiempo

comprendido desde las 8:00 horas en la mañana hasta las 17:00 horas en la

tarde aproximadamente, (Figura 4-6, Figura 4-7, Figura 4-8).

Figura 4-6: Demanda de potencia reactiva para el día jueves 10/08/2006



Figura 4-7: Demanda de potencia reactiva para el día viernes 11/08/2006





112

Figura 4-8: Demanda de potencia reactiva para el día sábado 12/08/2006



El presupuesto para la instalación del banco de capacitores semiautomático se

indica en el Anexo F Tabla F-2.

4.3.2.4. CÁLCULO DE LA FRECUENCIA DE RESONANCIA (C5 T173)

La frecuencia de resonancia se la calculará con los resultados obtenidos del

flujo de cortocircuito corrido en el programa SPARD según el ANEXO K plano

8.

Primero debemos encontrar el rango:

Qc

Scchrp =

1115

1870 ==hrp

Entonces calculamos la frecuencia de resonancia:



113

hrpffr ⋅=

6601160 =⋅=fr

Tabla 4-24: Cálculo de la frecuancia de resonancia C5T173.

Valor Unidad f 60 Hz

Qc 15 kVAr V 220 V

Icc 8,5 kA Scc 1870 kVA hrp 11 fr 660 Hz



Como 11 es un armómico que se encuentra presente en la red en un

porcentaje muy por debajo del límite, el banco de capacitores no presentará

problemas al ser instalado.

4.3.3. CÁLCULO DE PÉRDIDAS FINALES DEL CIRCUITO DE

C5T173 22

Se va a realizar el cálculo de pérdidas para la red alimentada por el

transformador C5T173 según la topología que se muestra en el ANEXO K

plano 8.










114



• Factor de carga







Tabla 4-26):


Fase Carga potencia

activa (kW)

Carga potencia

reactiva (kVAr.)

Caída de voltaje

máxima

Regulación

máxima

Corriente en el

transformador (A)

A 13,78 2,94 3,15 3,15 119,8

B 13,72 2,95 2,83 2,92 119,2

C 13,74 2,96 3,01 3,10 119,4




Energía

(kWh)

Potencia activa

(kW)

Potencia activa

(%)

Potencia reactiva

(kVAr)

Potencia reactiva

(%)

73 0,85 2,02 0,84 8,67



Comparando con los resultados del flujo original se tiene las siguientes

ventajas, (Tabla 4-27, Tabla 4-28):



115

Tabla 4-27: Reducción de las caídas de voltajes que se obtienen al instalar el banco de capacitores en C5P1621




máxima

A 3,74 (%) 3,15 (%) 0,59 (%)

B 3,29 (%) 2,83 (%) 0,46 (%)

C 3,50 (%) 3,01 (%) 0,49 (%)



Tabla 4-28: Reducción de pérdidas que se obtienen al instalar el banco de capacitores en C5P1621

Energía (kWh)



Original 83,04 0,97 0,97

Final 73,00 0,85 0,84

Reducción 10,04 0,12 0,13



Más información ANEXO K plano 12.

4.4. ALIMENTADOR C5 SUBESTACIÓN CAYAMBE

El alimentador C5 de la subestación de distribución Cayambe tiene grandes

falencias en lo que respecta a factor de potencia. Este no es un parámetro que

se deba analizar para este punto de medición según lo estipulado en la

Regulación No. CONELEC – 004/01, pero incrementa las pérdidas que se

producen en este alimentador.

El bajo factor de potencia que se presentan en la mayoría de los consumidores

de MV, ocasiona que a nivel de alimentador y a nivel de subestación se tenga

igualmente un bajo factor de potencia.



116

4.4.1. ESQUEMA DE LA LÍNEA DE MV C5 23

La topología de líneas de MV, es muy importante para una distribuidora como

EMELNORTE S.A. debido a que sus longitudes son muy largas. Para nuestro

caso en particular, la longitud del alimentador C5 es de aproximadamente

97km.

El esquema empleado en este alimentador es el radial a 4 hilos (llamado

también antena). Su principio de funcionamiento es de una sola vía de

alimentación, esto significa que cualquier punto de consumo en tal estructura

sólo puede ser alimentado por un único camino eléctrico.

Las ventajes y desventajas para este esquema se presentan en la Tabla 4-29.

Tecnología Ventajas Desventaja

Radial • Simplicidad • Explotación

• Costo de instalación Calidad del servicio.

Tabla 4-29: Ventajas y desventajas del esquema radial

Todas las líneas “4 hilos” utilizan una conexión del neutro directa a tierra,

además en C5 el conductor neutro está conectado a tierra en múltiples puntos

para no presentar un voltaje peligroso a lo largo de la línea, este tipo de

esquema se denomina neutro directo a tierra y distribuido. Las características

de este esquema se presentan en la Tabla 4-30.

Esquema Conexión Ventajas Desventajas

Neutro directo a

tierra y distribuido.

Permite la

distribución en

monofásico o

trifásico.

Requiere numerosas

tomas a tierra de

buena calidad

(seguridad).

Exige un plan de

protección complejo.

Provoca elevadas

corrientes de defecto

a tierra.

Tabla 4-30: Características del neutro distribuido y puesto a tierra en numerosos puntos

23 PURET Christian, “Las redes de distribución pública de MT en el mundo”, Cuaderno Técnico nº 155 SCHNEIDER ELECTRIC, páginas 15 y 16. FULCHIRON Didier, “Elección de parámetros fundamentales en las redes de MT de distribución pública”, Cuaderno Técnico nº 203 SCHNEIDER ELECTRIC, páginas 10 – 12.



117

Las protecciones en la línea de MV C5 son en cascada en base a fusibles, por

consideraciones económicas; para obtener una buena detección de los

defectos deben colocarse varios dispositivos en cascada llamados

Reconectadores (Recloser) para las troncales (tramos de circulación de

corriente considerable) y para los últimos tramos, la protección será por

fusibles.

4.4.2. ANÁLISIS DE LA CONFIGURACIÓN DE LA LÍNEA C5 24

El estudio de las condiciones del alimentador C5 se lo va a realizar en base del

factor de carga (Fc), factor de uso (Fu) y porcentaje de desfasamiento (D); y se

evaluará según las pérdidas y la caída de voltaje.



Tabla 4-31: Parámetros ingresados en el programa


0,86 0,65 0,78 1,00




Fase Carga potencia

activa (kW)

Carga potencia

reactiva (kVAr.)

Caída de voltaje

Máxima (%)

Regulación

Máxima (%)

Corriente en el

alimentador (A)

A 365,89 206,88 2,94 3,03 53,11

B 431,59 222,57 1,20 1,21 60,94

C 439,48 231,00 5,45 5,77 62,31



24 Los valores de demanda promedio y máxima fueron calculados del registro de mediciones del equipo ION3000, y de resultados de la simulación del alimentador C5 (plano 9) en el programa SPARD.



118


Energía

(kWh)

Potencia activa

(kW)

Potencia activa

(%)

Potencia reactiva

(kVAr)

Potencia reactiva

(%)

14913,30 26,72 2,11 23,70 3,64



4.4.2.1. FACTOR DE CARGA

Para nuestro alimentador se tiene los siguientes datos:

• Demanda promedio = 1280 kW (Registrada durante 28 días)

• Demanda máxima = 1978 kW (Registrada durante 28 días)

65,01978

1280==Fc

El factor de carga inicial será de 0,65.

4.4.2.2. FACTOR DE USO

De los registros de la medición realizada con el equipo analizador de redes ION

3000 y del departamento de inventarios se obtienen los siguientes datos:

• Demanda máxima = 1978 kW (Registrada durante 28 días)

• Factor de potencia a demanda máxima = 0,889 (Registrado durante 28

días).

• Potencia instalada = 7687,5 kVA (Fuente: Departamento de inventarios

EMELNORTE S.A.)

instalados

Dmáx

kVA

kVAFu =



119

5,7687

889,01978=Fu

29,0=Fu

Por lo tanto este alimentador se encuentra subcargado.

4.4.2.3. PORCENTAJE DE DESBALANCE

Se presenta a continuación la Tabla 4-34, donde se establecen los valores de las

corrientes promedio y máxima de cada fase:

Tabla 4-34: Corrientes eficaces promedios y máximas para cada fase

FASE A FASE B FASEC

I promedio (A) 57,21 65,18 63,62

I máxima (A) 94,19 100,07 99,11

Fuente: Medición realizada con el equipo ION3000


El desbalance para cada fase se determina a continuación:

%91,5162

6219,94% =−=AD

%18,6562

6207,100% =−=BD

%84,5962

6211,99% =−=CD

Las tres fases de este alimentador se encuentran desbalanceadas por lo que

esta red precisa de una corrección en ese aspecto.



120

4.4.2.4. PROPUESTAS

Se plantean las siguientes alternativas para mejorar las pérdidas y el factor de

potencia.

• Balance de cargas e instalción de un banco de capacitores

• Mejoramiento del factor de potencia en los puntos de conexión común

del alimentador con los consumidores especiales.

• Redistribución de los transformadores de bajo voltaje.

1) INSTALACIÓN DE UN BANCO DE CAPACITORES EN C5P233 DE

450 kVAr CON EL SISTEMA BALANCEADO.

La simulación de la red eléctrica del circuito C5 (ANEXO K plano 10) instalando

un banco de capacitores de 450 kVAr (sistema balanceado) arroja los

siguientes resultados, (Tabla 4-35, Tabla 4-36):

Tabla 4-35: Información general por fase del alimentador

Carga potencia

activa (kW)

Carga potencia

reactiva (kVAr.)

Caída de voltaje

Máxima (%)

Regulación

Máxima (%)

Corriente en el

Alimentador (A)

1260,90 232,80 1,58 1,70 57,60



Tabla 4-36: Pérdidas totales del alimentador

Energía

(kWh)

Potencia activa

(kW)

Potencia reactiva

(kVAr)

7860,10 14,09 10,06



Comparando con los resultados del flujo original se tiene las siguientes

ventajas, (Tabla 4-37, Tabla 4-38):



121

Tabla 4-37: Reducción de la caída de voltaje que se obtiene al instalar un banco de capacitores en C5P233 con el

sistema balanceado




máxima

A 2,94 % 1,58 % 1,36 %

B 1,20 % 1,58 % -0,38 %

C 5,45 % 1,58 % 3,87 %



Tabla 4-38: Reducción de las pérdidas iniciales al instalar un banco de capacitores en C5P233 con el sistema

balanceado

Energía (kWh)



Original 14913,3 26,72 23,70

Final 7860,1 14,09 10,06

Reducción 7053,2 12,63 13,64



2) MEJORAMIENTO DEL FACTOR DE POTENCIA POR PARTE DE LOS

CONSUMIDORES ESPECIALES.

Obligar a los consumidores especiales a mejorar su bajo factor de potencia es

una sugerencia de gran ayuda para los alimentadores de la subestación

Cayambe y por ende para EMELNORTE S.A.

Al compensar en los puntos de conexión común (PCC) se realiza una

compensación individual que reduciría las pérdidas desde estos puntos hasta la

barra de la subestación.

3) REDISTRIBUCIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE BAJO

VOLTAJE.

El alimentador C5 tiene un factor de uso de 0,3%, es decir se encuentra

subcargado. Por tal motivo se propone realizar una redistribución de los

transformadores en bajo voltaje que se encuentren alimentando cargas my

bajas que no corresponden a su capacidad.



122

4.4.2.5. RESULTADOS

Para un sistema balanceado instalado 450 kVAr se tiene una reducción en

pérdidas de 14913kWh a 7860kWh es decir del 47%.

Una buena opción es incrementar una política interna en la empresa para

obligar a los consumidores especiales a realizar la compensación reactiva; esta

compensación entraría en el tipo individual pero sin costo para la empresa

distribuidora.

Más información en ANEXO G (Tabla G-1).



123

4.5. RESUMEN

Para realizar el análisis técnico de las redes eléctricas, se necesitó tener toda

una serie de información que va desde el diagrama unifilar, levantamiento de

carga, hasta los periodos de funcionamiento de los procesos.

Para la red alimentada desde el transformador C5T172 se procedió primero por

resolver el problema de nivel de voltaje que se tenía en los bornes de salida del

secundario de este.

Este es un problema típico en industrias. Al no existir planificación para

readecuar las redes eléctricas, internas los finales de los circuitos presentan

bajos voltajes que afectan el funcionamiento normal de los equipos que se

conectan en dichos puntos.

Si se trata de cumplir con lo especificado en 2.3.3, en lo que respecta a nivel de

voltaje, se afecta aún más al bajo voltaje que se presenta en los circuitos

finales.

De este modo la solución más viable es reubicar a dicho centro de

transformación lo más cerca posible del centro de carga, así se podrá tener un

buen nivel de voltaje en todo el circuito y se podrá bajar el tap para que el

voltaje en el secundario de este no sea tan alto y cumpla lo especificado en la

regulación mencionada anteriormente.

En lo que respecta a factor de potencia se plantea instalar un banco de

capacitores de 20 kVAr en P5.

Se plantea instalar un banco automático con una unidad fija de 10 kVAr y 10

kVAr automáticos en pasos de 5 kVAr.

Luego de realizar cualquier readecuación de red o aumento de potencia, es

necesario realizar una medición de por lo menos una semana para verificar el

buen funcionamiento de esta y realizar ajustes en caso de ser necesario.



124

El hecho de tener una baja contaminación por armónicos no da un 100% de

seguridad de la red, así que este sería otro motivo para realizar esta medición

post modificación de la red.

A continuación se presenta los resultados que se obtuvieron de la simulación

realizada para este circuito (Tabla 4-39).

Tabla 4-39: Resumen de resultados para la solución propuesta

C5T172

Modificación Transformador y banco de

capacitores en P5

Pérdidas Iniciales (kWh) 1466

Pérdidas Finales (kWh) 168

Reducción de Pérdidas (kWh) 1298



Para la red alimentada desde el transformador C5T173 se procedió primero por

resolver el problema de nivel de voltaje que se tenía en los bornes de salida del

secundario de este.

Si se trata de cumplir con lo especificado en 2.3.3, en lo que respecta a nivel de

voltaje, se afecta aún más al bajo voltaje que se presenta en las cargas

conectadas en los finales de los circuitos.

Debido a que el circuito es demasiado extenso, no se pudo reubicar el

transformador y debido a costos la instalación de un nuevo centro de

transformación no es favorable en estos momentos.

Por estos motivos se propone instalar un banco de capacitores de 15 kVAr en

C5P1621, que ayude a mejorar el factor de potencia y a elevar el voltaje en los

periodos de máxima y así mover el tap hacia la posición 4.

Se plantean una opción técnica que consiste en un banco semi-automático de

15 kVAr con una unidad fija de 5 kVAr y 10 kVAr variables controlados por un

timer para actuar en las horas de bombeo.

Igualmente se propone realizar una medición de por lo menos una semana

para verificar el buen funcionamiento de la red, realizar ajustes en caso de ser



125

necesario y verificar que la contaminación por armónicos no se encuentre

incumpliendo los rangos establecidos en 2.3.3.

A continuación se presenta los resultados que se obtuvieron de las

simulaciones realizadas para este circuito, (Tabla 4-40).

Tabla 4-40: Resumen de resultados para la solución propuesta

C5T173

Modificación Banco de capacitores






Para la línea de MV del alimentador C5 de la subestación Cayambe, se

propone básicamente tres puntos:

• Balancear las cargas para reducir las pérdidas

• Implementar una política interna para obligar a los consumidores

especiales a instalar compensación de reactivos.

• Realizar la compensación de reactivos por parte de la empresa, luego de

realizar la compensación individual de cada consumidor, previo un

nuevo análisis.

• Redistribución de los transformadores de bajo voltaje.

Los resultados de las simulaciones del alimentador se presentan a

continuación, (Tabla 4-41):

Tabla 4-41: Resumen de resultados para cada solución propuesta

ALIMENTADOR C5

Modificación Balanceo y banco de capacitores en C5P233








126



127

5. EVALUACIÓN ECONÓMICA

5.1. INTRODUCCIÓN

La evaluación económica se interesa en determinar la conveniencia de realizar

o no el proyecto, identificando los costos y beneficios que representan un flujo

neto que mide el rendimiento del proyecto.

La tasa de descuento es la tasa que refleja la pérdida de valor que a través del

tiempo sufre la utilidad obtenida de una unidad de inversión adicional, se

tomará un valor de 12%.

Los costos de inversión se determinaron según el estudio técnico en el Capítulo

4, son inversiones para mejoramiento de las instalaciones ya existentes.

5.2. TRANSFORMADOR C5T172 – ROSADEX S.A.

Los cambios propuestos para el circuito alimentado por este transformador son

básicamente dos:

• Reubicar el transformador al poste P5, instalando en pórtico para reducir

las pérdidas y las caídas de voltaje.

• Instalación de un banco de capacitores en P5, para mejorar el factor de

potencia en el transformador, reducir pérdidas y mejorar el voltaje; para

este caso se tiene tres presupuestos.

El análisis económico se va a realizar considerando los dos cambios en la red

planteados como un solo trabajo; llegando a tener beneficios económicos por

reducción de pérdidas y la anulación de la multa por bajo factor de potencia.



128

A continuación se presenta los costos de inversión, (Tabla 5-1, Tabla 5-2):

Tabla 5-1: Costos de inversión

ITEM Año

Mano de obra

Calificada (1)

Mano de obra no

Calificada (2)

Materiales y equipo

Comerciable (3)

Material y Equipo

no comerciable (4)

Costos indirectos Total

1 449 1043 1556 280 253 3582

Total 3582

(1) Ingenieros. (2) Obreros. (3) Conductores, cabl es, contactores. (4) Postes, tornillo.

Fuente: Anexo E Tabla E-2, Tabla E-3, Tabla E-4, Tabla E-5, Tabla E-6, Tabla E-7, Tabla E-8 y Tabla E-10


Tabla 5-2: Impuestos

Año 12% I.V.A Total

1 430 4012

Total 4012


Se debe tener en cuenta que el proyecto tiene una vida útil de 10 años y

aproximadamente cada 3 años es recomendable reemplazar los contactores. 25

Los beneficios son en base a la reducción de la multa por bajo factor de

potencia y el ahorro en dólares por la reducción de pérdidas.

Se elabora una tabla con la expectativa de los años a futuro, en base de las

estadísticas que se tienen en los archivos de facturación, (Tabla 5-3).

25 Según los constructores Schneider Electric.



129

Tabla 5-3: Resumen de costos y beneficios

Año Costo de inversión

Costo de mantenimiento

Beneficio neto anual

Flujo Neto

0 4012 0 4406 394 1 0 0 4839 4839 2 0 385 4889 4504 3 0 0 4940 4940 4 0 0 4992 4992 5 0 385 5044 4659 6 0 0 5098 5098 7 0 0 5152 5152 8 0 385 5207 4822 9 0 0 5263 5263

Fuente: Anexo H Figura H-1, Tabla H-1


Calculamos los parámetros mencionados en 5.1, para evaluar económicamente

al proyecto:

beneficios los de neto presenteValor =VPNB

( )∑= +

−=

n

otttt

i

mBVPNB

1

30408=VPNB

inversión la de neto presenteValor =VPNC

( )∑= +

=n

tt

t

i

IVPNC

0 1

4012=VPNC

proyecto del neto presenteValor =VPN

VPNCVPNBVPN −=

26396=VPN

costobeneficio/Relación =CB

VPNC

VPNBCB =

8=CB



130

Según lo expuesto en 5.1, este proyecto es viable ya que el valor presente neto

del proyecto es mayor a cero y la relación beneficio costo es mayor a 1.

5.3. TRANSFORMADOR C5T173 – ROSADEX S.A.

Para la red alimentada desde este transformador sólo se tiene una modificación

a la cual se la analizará económicamente (Tabla 5-4, Tabla 5-5).

Tabla 5-4: Costos de inversión

ITEM Año

Mano de obra calificada

(1)

Mano de obra no calificada

(2)

Materiales y equipo Comerciable

(3) Total

1 139,20 250 446 835

Total 835

(1) Ingenieros. (2) Obreros. (3) Conductores, cable s, contactores.

Fuente: Anexo F Tabla F-2


Tabla 5-5: Impuestos

AÑO 12% I.V.A. TOTAL

1 430 4012

Total 4012


Se debe tener en cuenta que el proyecto tiene una vida útil de 1026 años y

aproximadamente cada 3 años es recomendable reemplazar los contactores.

Los beneficios son en base a la reducción de la multa por bajo factor.

Se elabora una tabla con la expectativa de los años a futuro, en base de las

estadísticas que se tienen en los archivos de facturación, (Tabla 5-6).

26 Según los constructores Lifasa y Camsco.



131

Tabla 5-6: Resumen de costos y beneficios

Año Costo de inversión

Costo de mantenimiento

Beneficio neto anual

Flujo Neto

0 935 0 1831 899 1 0 0 2019 2019 2 0 182 2044 1862 3 0 0 2069 4940 4 0 0 2094 2094 5 0 182 2119 1936 6 0 0 2144 2144 7 0 0 2168 2168 8 0 182 2193 2011 9 0 0 2218 2218

Fuente: Anexo H Figura H-2, Tabla H-2


Calculamos los parámetros mencionados en 5.1, para evaluar económicamente

al proyecto:

12712=VPNB

935=VPNC

11766=VPN

14=CB

Según lo expuesto en 5.1, este proyecto es viable ya que el valor presente neto

del proyecto es mayor a cero y la relación beneficio costo es mayor a 1.



132

5.4. RESUMEN

La evaluación económica se basó en dos aspectos:

• El valor presente neto del proyecto

• La relación entre los beneficios y los costos.

La red alimentada desde el transformador de 100 kVA de capacidad C5T172

tenía dos cambios fundamentales la reubicación del transformador hacia P5 y

la instalación del banco de capacitores de 20 kVAr igualmente en P5.

Es así que la inversión inicial total está compuesta por la inversión de la

readecuación de la red y la inversión de la instalación del banco capacitivo.

Los beneficios están basados en la reducción de la multa por bajo factor de

potencia (instalación del banco capacitivo) y por la reducción de las pérdidas en

base de la simulación realizada en el programa computacional SPARD

instalando el banco de capacitores y el transformador en P5.

Más información en 4.2.3.3 Cálculo de pérdidas con el transformador…

Luego de procesar la información se obtuvieron los siguientes resultados:

• VPN = 26396 que supera el límite (VPN > 0), determinando un visto

bueno para realizar el proyecto

• B/C = 8 que igualmente supera el límite (B/C > 1), determinando el

segundo visto bueno para realizar el proyecto.

La red alimentada desde el transformador de 75 kVA de capacidad C5T173

tenía un cambio la instalación del banco de capacitores de 15 kVAr en

C5P1621.

La inversión se basa en los costos de la instalación del banco capacitivo.

Debido a que la reducción de pérdidas no es muy significativa los beneficios

están basados en la reducción de la multa por bajo factor de potencia.



133

Luego de procesar la información se obtuvieron los siguientes resultados:

• VPN = 12712 que supera el límite (VPN > 0), determinando un visto

bueno para realizar el proyecto

• B/C = 14 que igualmente supera el límite (B/C > 1), determinando el

segundo visto bueno para realizar el proyecto.



134

6. CONCLUSIONES Y

RECOMENDACIONES

6.1. CONCLUSIONES

• Los alimentadores C2, C3 y C5 de la subestación Cayambe entregan el

voltaje con niveles aceptables pero con bajo factor de potencia debido a

que no existe compensación en las líneas de medio voltaje y también un

número considerable de sus consumidores especiales no compensan el

factor de potencia en sus redes eléctricas internas.

• Básicamente, los equipos que influyen en la calidad del producto

eléctrico en redes de consumidores tipo florícola, se los puede dividir en

dos tipos: los que influyen en el consumo de reactivos (motores) y los

que perturban la forma de onda sinusoidal (automatizaciones, equipos

de computación, iluminación con encendido electrónico)

• La manipulación del tap de la mayoría de los transformadores de las

florícolas provocan el incumplimiento de lo establecido en la Regulación

No. CONELEC – 004/01 respecto al nivel de voltaje.

• Como consecuencia de la implementación de sistemas de

automatización de los diferentes procesos en las industrias florícolas, se

presenta la degradación de la onda sinusoidal de voltaje, llegando a

tener una onda que supera el límite para armónicos en más del 5%

dentro del periodo de medición

• Debido a que la distorsión armónica total de corriente, depende de la

carga, este factor de evaluación de la calidad del producto eléctrico



135

según la NTSD no llega a ser representativo en las redes secundarias

internas de algunas industrias.

• Como consecuencia de que, la mayoría de florícolas del sector

(especialmente quienes no tienen compensación de reactivos) poseen

bajo factor de potencia permanente, aproximadamente el 100% de la

energía consumida por éstas es de mala calidad; siendo el factor de

potencia el causante de los mayores problemas.

• Como resultado del sobredimensionamiento de los transformadores de

distribución, el factor de utilización de los transformadores del

alimentador C5 está en 0,3% lo que según los estándares lo clasifica

como un alimentador subcargado.

• Otra debilidad del alimentador C5 es el bajo factor de potencia, por

causa de la escasa compensación por parte de los consumidores

especiales y la nula compensación por parte de la empresa distribuidora.

• Además de las pérdidas por circulación de corriente reactiva y pérdidas

en los transformadores, un elemento fundamental que incrementa las

pérdidas en la red del alimentador C5, es el desbalance que se tiene en

sus tres fases.

• En las industrias analizadas, existe una mala utilización de la energía

eléctrica en los periodos de post-cosecha, esto se debe a que se dejan

los cuartos fríos abiertos en forma permanente, provocando una sobre

utilización de los elementos refrigerantes.

• Para la red suministrada desde el transforador C5T172, la instalación del

banco de capacitores con la reubicación del transformador es la solución

técnica-económica más recomendable; y lo será aún más cuando se

establezcan multas por incumplimiento de lo estipulado en Regulación

No. CONELEC – 004/01 para nivel de voltaje.



136

• Para la red alimentada desde el transformador C5T173, es aconsejable

desde el punto de vista técnico-económico, instalar el banco de

capacitores semiautomático debiéndose esperar la implementación de

las multas por incumplir con los parámetros de calidad del producto,

para posteriormente realizar alguna modificación más detallada a esta

red.

6.2. RECOMENDACIONES

• No es recomendable que la empresa distribuidora, EMELNORTE S.A.,

realice inmediatamente la compensación de reactivos en sus líneas de

distribución, lo eficaz sería que se obligue a los consumidores

especiales que incumplen con este parámetro mejorar su factor de

potencia.

• Los industriales deben separar la alimentación a las cargas no lineales,

como equipos que utilizan electrónica de potencia, de la iluminación y de

los equipos inductivos, esta es una buena alternativa para evitar que las

perturbaciones producidas por unos equipos afecten a otros.

• Es aconsejable ubicar el tap del transformador, en una posición en la

cual no se incremente el voltaje del secundario, a niveles que afecten

directamente la vida útil de equipos conectados en sus cercanías y no se

incumpla con lo estipulado en la Regulación No. CONELEC – 004/01

para voltaje.

• Después de modificar la red eléctrica, es conveniente evaluar los

parámetros eléctricos para determinar si se debe o no efectuar ajustes.

• Realizar un estudio de utilización óptima de los transformadores de

distribución del alimentador C5, con el fin de mejorar el estado actual de



137

la red y con la proyección de aplicar a los demás alimentadores y

subestaciones que tengan este tipo de problemas.

• Se recomienda al CONELEC establecer regulaciones que permitan a las

empresas distribuidoras, exigir a los consumidores compensar sus

redes, y en caso de desacato, la empresa distribuidora realice los

correctivos necesarios, con cargo al consumidor y cobrable en las

planillas de consumo mensual de quien incurrió en esta anormalidad.

• La empresa distribuidora debería solicitar al CONELEC la elaboración

inmediata de una nueva regulación, aplicada únicamente a los

consumidores con su respectivo anexo de compensaciones (para

manejo de multas).

• Las florícolas deberían capacitar a sus empleados para que mejoren la

utilización de la energía eléctrica y así disminuir su consumo.

• Para el manejo de multas el CONELEC debería tomar en cuenta las

Normas elaboradas por la Ente Nacional Regulador de la Electricidad de

Argentina (ENRE) estipuladas en el CONTRATO DE CONCESIÓN

SUBAXENO 3 NORMAS DE CALIDAD DEL SERVICIO PÚBLICO Y

SANCIONES.



138

A. Anexo: equipos

A.1. MEMOBOX 30027

Figura A-1: MEMOBOX 300

Fuente: Manual Lem – Flex MEMOBOX series

El MEMOBOX 300 versión P (Figura A-1) es un analizador de redes para el

monitoreo de la calidad de la energía, capaz de obtener mediciones de hasta 3

voltajes y 4 corrientes. Las mediciones son guardadas en intervalos

programados de 10 minutos y pueden ser evaluados numéricamente en un PC

con el software CODAM BASIC o gráficamente con el CODAM PLUS.

A.1.1. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS

Este equipo de medición posee 4 cables de medición de colores rojo sensor 1,

amarillo sensor 2, blanco sensor 3 y azul que es el neutro; además de 2 cables

de alimentación del equipo para un voltaje comprendido entre 88 V a 265 V

fase neutro. Posee 3 transformadores de corriente tipo flexible (LEM-FLEX) de

fácil colocación excitados a partir de una corriente de 6 amperios, que se

pueden setear a tres valores de sensibilidad 15, 150 y 1500 amperios.

27 Manual Lem – Flex MEMOBOX series.



139

Los valores medidos pueden ser descargados y analizados en un computador,

numéricamente por el software CODAM BASIC o gráficamente por el software

CODAM PLUS; el software también sirve para la programación del equipo, el

cual se acopla con el PC por intermedio de un cable de comunicación serial

conectado al puerto serial RS232 del PC.

Un aspecto muy importante es que se debe ajustar el puerto de comunicación

del PC a la misma velocidad a la cual el software está transfiriendo información.

Este analizador permite la medición de los siguientes parámetros:

Voltaje, Corriente, Potencia (P, Q, S), tanto total como por fase, Energía, Factor

de Potencia total y por fase, Tangente de Delta, Flicker (Pst y Plt) y Distorsión

Armónica tanto de voltaje como de corriente, THDV y THDI.

En lo referente a la colocación del equipo, para nuestro caso, lo instalaremos

en el secundario del transformador de distribución que corresponda únicamente

a la florícola, o en los medidores de energía.

La conexión se la realiza de la siguiente manera (Figura A-2):

• El sensor de neutro se colocará primero que es el cable azul; en este

sensor también se conectará el cable del neutro de alimentación cable

negro con terminal azul.

• Después de colocar el neutro, se conectará los otros tres sensores de

voltaje (Rojo, Amarillo, Blanco) que corresponderán a cada fase (A, B,

C), y el cable de alimentación de voltaje del equipo (cable negro terminal

negro) con el sensor Rojo. Como precaución se asegura poniendo cinta

adhesiva (tape) en los lagartos. Después de la conexión de la

alimentación del equipo el LED indicador de estado (Power) deberá

estar encendido al igual que los LEDs de canales de medición de voltaje

(UL1, UL2, UL3)

• A continuación se procede a colocar los transformadores de corriente en

cada una de las bajantes del transformador (trifásico). Luego de realizar



140

la conexión se deberán encenderse los LEDs de canales de medición de

corriente (IL1, IL2, IL3). Estos transductores (LEM-FLEX) tienen una flecha

en el conector, la cual debe apuntar en la dirección del flujo de corriente,

es decir, del transformador al medidor de energía del consumidor.

Además los transformadores de corriente se deben colocar únicamente

en cables aislados y cada transformador de corriente se debe conectar a

la fase correspondiente donde se conectaron los sensores de voltaje. Si

el sensor Rojo de voltaje se conectó a la fase A, el transformador de

corriente se deberá conectar a la bajante del transformador de la misma

fase A. Por facilidad de conexión se suele conectar el analizador de

calidad junto al medidor de energía.

Figura A-2: Conexión del MEMOBOX300

Elaborador por: Andrés Bedón

Los LEDs de canales de medición, además de indicarnos que la conexión está

efectuada, informan del estado de cada fase. Si un LED se encuentra en un



141

estado intermitente lento, quiere decir que el canal posee un bajo nivel de

señal; si se encuentran en un estado de intermitencia rápida existe una

sobrecarga en el canal de medición; y si se encuentra encendido continuo está

a rangos nominales.

A.2. TOPAS 1000 28

Este equipo Analizador de Parámetros de Calidad es el más completo de los

tres (Figura A-3).

Figura A-3: TOPAS 1000

Fuente: Lem Norma GbmH, Power Quality Analiser TOPAS 1000 Operating Instruccions

Construido para trabajar bajo condiciones severas o lluviosas de tiempo debido

a su nivel de aislamiento (IP65). Con una memoria de más de 2 Gb permite

gran capacidad de adquisición de datos.

A.2.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES

El TOPAS 1000 puede ser conectado a un voltaje alterno con frecuencia entre

45 – 65 Hz, nivel de voltaje 100 – 240 V usando el cable de alimentación, el

28 LEM Norma GbmH, Power Quality Analiser TOPAS 1000 Operating Instruccions.



142

cual será introducido en la parte superior del equipo justo en el conector de

entrada de alimentación (Figura A-4).

Posee 8 canales en las partes laterales a los cuales irán conectados los

sensores de voltaje y los transformadores de corriente, en el lado izquierdo

(ch1…ch3) los sensores de voltaje y en lado derecho (ch5…ch7) los de

corriente, el canal 4 se recomienda usar como canal de control para

disparadores (trigger) externos. En la parte superior del equipo también se

encuentran tanto el puerto serial RS232 como el puerto de Ethernet que se

pueden habilitar para comunicarse con una computadora personal, y las

entradas y salidas digitales.

Figura A-4: Partes del equipo TOPAS 1000

1 Conexión de alimentación 2 Conmutador ON/OFF 3 LED de Poder 4 CH1 al CH 8 5 LED de Canal 6 Conector de Ethernet 7 COM 1 - puerto serial (RS232) 8 Entradas y salidas digitales



El TOPAS tiene un led indicador del estado de la alimentación llamado LED de

Poder y 8 leds que indican el estado de las entradas de los canales de

medición llamados LED de Canal; el Led de Poder y los Leds de Canal se

encuentran ubicados en la parte frontal del analizador.

Si el Led de Canal se encuentra iluminado por cortos periodos, significa que se

tiene una carga muy baja, es decir no se tiene señal para medir, en cambio si

se encuentra apagado por corto tiempo significa que hay una sobrecarga; un

encendido permanente, nos indica que los sensores han sido conectados



143

correctamente y que los niveles en la entrada son adecuados; y si se encuentra

en un parpadeo rápido indica que el sensor no se encuentra conectado.

Al igual de los otros dos equipos se deberá instalar primero el neutro, después

los demás sensores de voltaje y por último los transformadores de corriente

(Lem-Flex) con la flecha en la dirección de la corriente.

El TOPAS 1000 puede detectar fuentes de disturbios; efectuar medidas de

voltaje, corriente y análisis de potencia; medidas de carga y energía; análisis de

transitorios y señal de voltaje; análisis de la calidad de la energía de acuerdo

con la norma EN 50160 (Armónicos, interarmónicos, flicker, variaciones de

voltaje, desbalence y frecuencia).

A continuación se presenta la conexión del TOPAS 1000 en la florícola

Rosadex S.A. (Figura A-5).

Figura A-5: Instalación del analizador de redes TOPAS 1000




144

A.3. VERIFICACIÓN DEL ESTADO DEL EQUIPO

Debido a uso externo y a la manipulación de los analizadores de redes, estos

se deterioran físicamente; las partes más vulnerables son las pinzas para medir

voltaje y los transductores de corriente.

Un esfuerzo muy grande sobre los cables que se conectan a las pinzas de

voltaje o a los transductores de corriente puede llegar a romper la continuidad

de los cables que ocasionaría fallas en el momento de realizar la medición.

Por tal motivo antes de empezar un ciclo de mediciones los equipos tienen que

realizar mediciones experimentales, esto es colocar a la misma fase las tres

pinzas de corriente y de voltaje de dos equipos, durante uno periodo de tiempo

de uno hasta tres días, y después comparar los registros de cada fase de cada

equipo.

Si los resultados obtenidos, para cada fase de cada equipo, están dentro del

error intrínseco del equipo se puede afirmar que no se presenta ninguna

novedad y que dichos equipos estarían aptos para ser instalados.



145

B. Anexo: límites de la distorsión armónica

individual

Tabla B-1: Tolerancia distorsión armónica individual de voltaje

Orden de la Armónica

Tolerancia (Vi’) (% respecto al voltaje nominal del punto de medició n)

V > 40 kV V ≤ 40 kV

2 1,50 2,00

3 1,50 5,00

4 1,00 1,00

5 2,00 6,00

6 0,50 0,50

7 2,00 5,00

8 0,20 0,50

9 1,00 1,50

10 0,20 0,50

11 1,50 3,50

12 0,50 0,50

13 1,50 3,00

14 0,50 0,50

15 0,30 0,30

16 0,50 0,50

17 1,00 2,00

18 0,50 0,50

19 1,00 1,50

20 0,50 0,50

21 0,20 0,20

22 0,50 0,50

23 0,70 1,50

24 0,50 0,50

25 0,70 1,50

26 0,50 0,50

27 0,20 0,20

28 0,50 0,50

29 0,62 1,32

30 0,50 0,50

31 0,58 1,25

32 0,50 0,50

33 0,20 0,20

34 0,50 0,50

35 0,53 1,13

36 0,50 0,50

37 0,51 1,08

38 0,50 0,50

39 0,20 0,20

40 0,50 0,50

Fuente: Regulación No. CONELEC 004/01




146

Tabla B-2: Tolerancia distorsión armónica individual de corriente

Orden de la Armónica

Tolerancia (Ii’) (% respecto al voltaje nominal del punto de medició n)

P>10kW 1kV < V ≤ 40 kV

P>50kW V > 40 kV

2 10,00 10,00

3 16,60 7,50

4 2,50 3,80

5 12,00 6,00

6 1,00 1,50

7 8,50 5,10

8 0,80 0,50

9 2,20 2,20

10 0,80 0,50

11 4,30 2,90

12 0,40 0,20

13 3,00 2,20

14 0,30 0,50

15 0,60 0,80

16 0,30 0,50

17 2,70 1,80

18 0,30 0,50

19 1,90 1,70

20 0,30 0,50

21 0,40 0,40

22 0,30 0,50

23 1,60 1,10

24 0,30 0,50

25 1,60 1,10

26 0,30 0,50

27 0,30 0,40

28 0,30 0,50

29 0,20 0,40

30 0,30 0,50

31 0,20 0,40

32 0,30 0,50

33 0,30 0,40

34 0,30 0,50

35 0,20 0,40

36 0,30 0,50

37 0,20 0,40

38 0,30 0,50

39 0,30 0,40

40 0,30 0,50

Fuente: Normas técnicas del servicio de distribución –NTSD– Resolución CNEE No.- 09-99.




147

C. Anexo: ejemplo de cronograma semanal

para la instalación de los equipos

analizadores de redes

Tabla C-1: Cronograma semanal para la ubicación de los analizadores de parámetros de calidad

UNIDAD DE CALIDAD DE ENERGIA

Mes: JUNIO 2006

Semana: del 13 al 21 de junio 2006

Subestación: CAYAMBE

Alimentador: C2, C5 ZONA DE CAYAMBE

1 Memo Box 2E: Medida de un consumidor de MV

C5 Poste: C5P99 Transform No. C5T22 Potencia: 125 kVA

Pan. Norte km 1 1/2 Tipo: Trifásico Privado

14/06/2006 13:00 Med. # T45933 Id. 141443 GARDAEXPORT S.A.



Sector Nápoles Tipo: Trifásico Privado

14/06/2006 12:30 Med. # T45056 Id. 86104 FLORECAL



Panamericana Sur Tipo: Trifásico Privado

14/06/2006 14:30 Med. # T4-5837 Id. 146847 QUALITY SERVICES

4 TOPAS 1000 Medida de un consumidor de MV


14/06/2006 12:00 Tipo: Trifásico Privado

Panamericana Norte Med. # T45021 Id. 115232 ROSADEX

Fuente: Unidad de Calidad de Energía EMELNORTE S.A.




148

D. ANEXO: tabla de coeficientes C



149

Tabla D-1: Tabla de coeficientes c

Antes de Potencia del condensador (en kVAr) a instalar por k W de carga,

compensar para compensar el cos phi de origen hasta un valor deseado

tg phi 0,75 0,59 0,48 0,46 0,43 0,4 0,36 0,33 0,29 0,25 0,2 0,14 0 cos phi 0,8 0,86 0,9 0,91 0,92 0,93 0,94 0,95 0,96 0,97 0,98 0,99 1

2,29 0,4 1,557 1,691 1,805 1,832 1,861 1,895 1,924 1,959 1,998 2,037 2,085 2,146 2,2882,22 0,41 1,474 1,625 1,742 1,769 1,798 1,831 1,840 1,896 1,935 1,973 2,021 2,082 2,2252,16 0,42 1,413 1,561 1,681 1,709 1,738 1,771 1,800 1,836 1,874 1,913 1,961 2,022 2,164

2,1 0,43 1,356 1,499 1,624 1,651 1,680 1,713 1,742 1,778 1,816 1,855 1,903 1,964 2,1072,04 0,44 1,290 1,441 1,558 1,585 1,614 1,647 1,677 1,712 1,751 1,790 1,837 1,899 2,0411,98 0,45 1,230 1,384 1,501 1,532 1,561 1,592 1,628 1,659 1,695 1,737 1,784 1,846 1,9881,93 0,46 1,179 1,330 1,446 1,473 1,502 1,533 1,567 1,600 1,636 1,677 1,725 1,786 1,9291,88 0,47 1,130 1,278 1,397 1,425 1,454 1,485 1,519 1,532 1,588 1,629 1,677 1,758 1,8811,83 0,48 1,076 1,228 1,297 1,370 1,400 1,430 1,464 1,497 1,534 1,575 1,623 1,684 1,8261,78 0,49 1,030 1,179 1,248 1,326 1,355 1,386 1,420 1,453 1,489 1,530 1,578 1,639 1,7821,73 0,5 0,982 1,232 1,202 1,276 1,303 1,337 1,369 1,403 1,441 1,481 1,529 1,590 1,7321,69 0,51 0,936 1,087 1,160 1,230 1,257 1,291 1,323 1,357 1,395 1,435 1,483 1,544 1,6861,64 0,52 0,894 1,043 1,116 1,188 1,215 1,249 1,281 1,315 1,353 1,393 1,441 1,502 1,644

1,6 0,53 0,850 1,000 1,075 1,144 1,171 1,205 1,237 1,271 1,309 1,349 1,397 1,458 1,6001,56 0,54 0,809 0,959 1,035 1,103 1,130 1,164 1,196 1,230 1,268 1,308 1,356 1,417 1,5591,52 0,55 0,769 0,918 0,996 1,063 1,090 1,124 1,156 1,190 1,228 1,268 1,316 1,377 1,5191,48 0,56 0,730 0,879 0,958 1,024 1,051 1,085 1,117 1,151 1,189 1,229 1,277 1,338 1,4801,44 0,57 0,692 0,841 0,921 0,986 1,013 1,047 1,079 1,113 1,151 1,191 1,239 1,300 1,442

1,4 0,58 0,665 0,805 0,884 0,949 0,976 1,010 1,042 1,076 1,114 1,154 1,202 1,263 1,4051,37 0,59 0,618 0,768 0,849 0,912 0,939 0,973 1,005 1,039 1,077 1,117 1,165 1,226 1,3681,33 0,6 0,584 0,733 0,815 0,878 0,905 0,939 0,971 1,005 1,043 1,083 1,131 1,192 1,334

1,3 0,61 0,549 0,699 0,781 0,843 0,870 0,904 0,936 0,970 1,008 1,048 1,096 1,157 1,2991,27 0,62 0,515 0,665 0,749 0,809 0,836 0,870 0,902 0,936 0,974 1,014 1,062 1,123 1,2651,23 0,63 0,483 0,633 0,716 0,777 0,804 0,838 0,870 0,904 0,942 0,982 1,030 1,091 1,233

1,2 0,64 0,450 0,601 0,685 0,744 0,771 0,805 0,837 0,871 0,909 0,949 0,997 1,058 1,2001,17 0,65 0,419 0,569 0,654 0,713 0,740 0,774 0,806 0,840 0,878 0,918 0,966 1,007 1,1691,14 0,66 0,388 0,538 0,624 0,682 0,709 0,743 0,775 0,809 0,847 0,887 0,935 0,996 1,1381,11 0,67 0,358 0,508 0,595 0,652 0,679 0,713 0,745 0,779 0,817 0,857 0,905 0,966 1,1081,08 0,68 0,329 0,478 0,565 0,623 0,650 0,684 0,716 0,750 0,788 0,828 0,876 0,937 1,0791,05 0,69 0,299 0,449 0,536 0,593 0,620 0,654 0,686 0,720 0,758 0,798 0,840 0,907 1,0491,02 0,7 0,270 0,420 0,508 0,564 0,591 0,625 0,657 0,691 0,729 0,769 0,811 0,878 1,0200,99 0,71 0,242 0,392 0,479 0,536 0,563 0,597 0,629 0,663 0,701 0,741 0,783 0,850 0,9920,96 0,72 0,213 0,364 0,452 0,507 0,534 0,568 0,600 0,634 0,672 0,712 0,754 0,821 0,9630,94 0,73 0,186 0,336 0,425 0,480 0,507 0,541 0,573 0,607 0,645 0,685 0,727 0,794 0,9360,91 0,74 0,159 0,309 0,398 0,453 0,480 0,514 0,546 0,580 0,618 0,658 0,700 0,767 0,9090,88 0,75 0,132 0,282 0,371 0,426 0,453 0,487 0,519 0,553 0,591 0,631 0,673 0,740 0,8820,86 0,76 0,105 0,255 0,345 0,399 0,426 0,460 0,492 0,526 0,564 0,604 0,652 0,713 0,8550,83 0,77 0,079 0,229 0,319 0,373 0,400 0,434 0,466 0,500 0,538 0,578 0,620 0,687 0,829

0,8 0,78 0,053 0,202 0,292 0,347 0,374 0,408 0,440 0,474 0,512 0,552 0,594 0,661 0,8030,78 0,79 0,026 0,176 0,266 0,320 0,347 0,381 0,413 0,447 0,485 0,525 0,567 0,634 0,7760,75 0,8 0,150 0,240 0,294 0,321 0,355 0,387 0,421 0,459 0,499 0,541 0,608 0,7500,72 0,81 0,124 0,214 0,268 0,295 0,329 0,361 0,395 0,433 0,473 0,515 0,582 0,724

0,7 0,82 0,090 0,188 0,242 0,269 0,303 0,335 0,369 0,407 0,447 0,489 0,556 0,6980,67 0,83 0,072 0,162 0,216 0,243 0,277 0,309 0,343 0,381 0,421 0,463 0,530 0,6720,65 0,84 0,046 0,136 0,190 0,217 0,251 0,283 0,317 0,355 0,395 0,437 0,504 0,6450,62 0,85 0,020 0,109 0,164 0,191 0,225 0,257 0,291 0,329 0,369 0,417 0,478 0,6200,59 0,86 0,083 0,140 0,167 0,198 0,230 0,264 0,301 0,343 0,390 0,450 0,5930,57 0,87 0,054 0,114 0,141 0,172 0,204 0,238 0,275 0,317 0,364 0,424 0,5670,54 0,88 0,028 0,085 0,112 0,143 0,175 0,209 0,246 0,288 0,335 0,395 0,5380,51 0,89 0,059 0,086 0,117 0,149 0,183 0,230 0,262 0,309 0,369 0,5120,48 0,9 0,031 0,058 0,089 0,121 0,155 0,192 0,234 0,281 0,341 0,484

Fuente: SCHNEIDER ELECTRIC, “Manual y catálogo del electricista”, Capítulo 2, página 9.




150

E. Anexo: tablas para el análisis técnico –

C5T172

E.1. Proceso para reubicación de C5T172

Tabla E-1: Proceso para reubicación del transformador trifásico C5T172

ACCIÓN OBSERVACIONES

Apertura seccionadores En el poste CP51616

Destendido 90 metros de conductor 2 ACSR Línea de alto voltaje

Destendido 80 metros de conductor 2/0 ACS Red de bajo voltaje

Desarmada de estructuras P, DR4 Del poste C5P1618

Desarmada tensor farol y acometida Del poste C5P1618

Desmontaje de 3 seccionadores Del poste C5P1617

Desmontaje de 3 pararrayos Del poste C5P1617

Desmontaje transformador 3f C5T172 Instalado en pórtico entre los postes C5P1617 y C5P1619

Extracción poste de 11 metros C5P1618 Para reubicación

Desarmada de estructura DR1 Del poste C5P1617

Desarmada estructura DR2 Del poste C5P1617

Desarmada de 4 estructuras DRR1 Del poste P5

Armada tensor farol para alta En el poste C5P1617

Armada de estructura RC En el poste C5P1619

Armada tensor a tierra AT En el poste C5P1619

Desarmada luminaria Del poste P5

Extracción de poste P5 Poste de 9 metros

Armada de 4 estructuras DRR1 En el poste C5P1617

Excavación de huecos – terreno normal Para la erección de los postes de 11m.

Erección de 2 postes de 11 metros (denominados P5 y C5P1618) Ubicación anterior del poste P5 de 9 metros

Montaje de luminaria En el poste P5 (11m)

Armada estructura P En el poste P5 (11m)

Armada estructura DR4 En el poste P5 (11m)

Armada tensor farol para alta En el poste P5 (11m)

Montaje de transformador trifásico C5T172 Instalación en pórtico en los postes P5 y C5P1618 (11m)

Montaje de 3 pararrayos En el poste P5

Montaje de 3 seccionadores En el poste P5

Puesta a tierra En el poste P5

Armada estructura DR4 En el poste C5P1618 reubicado

Anclaje en terreno normal Para cada tensor

Tendido 180 metros de conductor 2 ACSR Línea de alto voltaje

Tendido 80 metros de conductor 2/0 ACS Red de bajo voltaje

Cierre de seccionadores En el poste C5P1616




151

E.2. Materiales y presupuestos para reubicación de C5T172

Tabla E-2: Materiales postes

ITEM CANTIDAD V UNITARIO TOTAL Abrazadera doble para pie amigo de 3/16 X 1 1/2" co n perno 1,00 3,32 3,32

Aislador de retención Ansi 54-2 2,00 2,32 4,64 Anclaje de hormigón 3,00 2,98 8,94

Arandela cuadrada De 2 X 2 16,00 0,37 5,92 Grapa mordaza 3 pernos para cable tensor de 3/8" 2,00 2,47 4,94

Guardacabo de 1/2" 2,00 0,66 1,32 Hierro ángulo L de 1/4"X3"X3"X2m 2,00 26,00 52,00

Metros cable de acero para tensor de 3/8 30,00 0,65 19,50 Perno de ojo de 5/8" X 12" con tuercas y arandelas 3,00 3,53 10,59

Perno galvanizado de 1/2" X 2" con tuerca y arandel a 4,00 0,44 1,76 Perno rosca corrida de 5/8" X 16" con tuercas y ara ndela 1,00 3,34 3,34

Pletina para pie amigo de 3/16" X 1 1/2" X 28" 4,00 2,03 8,12 Poste de hormigón de 11 m X 500 Kg. 1,00 128,60 128,60

Tensor farol de 2 X 15m plancha tol de 1/8 X 12 X 2 6 1,00 13,78 13,78 Varilla de anclaje de 5/8" X 1,5m con tuerca y aran dela 2,00 6,69 13,38

Subtotal: 280,15


Tabla E-3: Mano de Obra Postes

ITEM CANTIDAD V UNITARIO TOTAL Anclaje de terreno normal 3,00 19,46 58,38 Armada de estructura DR4 2,00 4,28 8,56

Armada de estructura DRR1 4,00 3,53 14,12 Armada de estructura trif. P 1,00 10,44 10,44

Armada de estructura trif. RC 1,00 17,41 17,41 Armada de tensor a tierra AT 1,00 7,25 7,25

Armada de tensor farol At 2,00 7,91 15,82 Desarmada de acometida 1,00 2,17 2,17

Desarmada de estructura DR1 1,00 3,22 3,22 Desarmada de estructura DR2 1,00 3,39 3,39 Desarmada de estructura DR4 1,00 4,28 4,28

Desarmada de estructura DRR1 4,00 3,53 14,12 Desarmada de estructura P 1,00 10,44 10,44

Erección de poste de hormigón fácil acceso 2,00 24,51 49,02 Excavación de huecos - terreno normal 2,00 16,26 32,52 Extracción de poste de hormigón c/g 2,00 22,50 45,00 Transporte poste de hormigón (1-10) 1,00 49,61 49,61

Transporte 2,80 4,20

Subtotal: 349,95




152

Tabla E-4: Materiales Conductores

ITEM CANTIDAD V UNITARIO TOTAL

Aislador de suspensión Ansi 52-1 6" 6,00 8,80 52,80 Conector ranura paralela F-108 2/0 1,00 3,84 3,84

Grapa de retención tipo distribución NGK-012 3,00 8,05 24,15 Metros conductor de aluminio ACSR # 2 100 0,83 83,00

Subtotal: 163,79


Tabla E-5: Mano de Obra Conductores

ITEM CANTIDAD V UNITARIO TOTAL Destendido de conductor aluminio ACSR n 4-2 90 0,04 3,33

Destendido de conductor n. 1/0-2/0 80 0,05 3,76 Tendido de conductor ACSR n. 4-2 180 0,10 17,10

Tendido de conductor ASC n. 1/0-2/0 80 0,12 9,52 Transporte 1,64 2,46

Subtotal: 36,17


Tabla E-6: Materiales Transformadores

ITEM CANTIDAD V UNITARIO TOTAL Conector pu para varilla copperweld 1,00 0,77 0,77

Metros de conductor de cobre cableado desnudo TW # 2 10,00 2,29 22,90 Varilla copperweld 5/8"x6' 1,00 6,28 6,28

Subtotal: 29,95


Tabla E-7: Mano de obra Transformadores


Apertura de seccionamiento 1,00 0 0 Desmontaje de pararrayos 3,00 10,44 31,32

Desmontaje de seccionador 3,00 9,67 29,01 Desmontaje de transf. 3f 100 kVA 1,00 135,01 135,01

Montaje de pararrayo 3,00 10,44 31,32 Montaje de seccionador 3,00 9,67 29,01

Montaje de transf. 3f 100 kVA 1,00 135,01 135,01 Puesta a tierra 1,00 4,75 4,75

Transporte 0,30 0,45

Subtotal: 395,88


Tabla E-8: Mano de Obra Alumbrado


Desmontaje de luminaria HG-125w 1,00 5,58 5,58 Montaje de luminaria vapor merc. 125-175w 1,00 5,58 5,58

Subtotal: 11,16




153

E.3. Levantamiento de carga para red de C5T172

Tabla E-9: Listado de carga para la red eléctrica alimentada por C5T172

# Equipos Descripción W unitario kW. total Poste Ubicación

4 compresor 3730 14,92 5 Exterior Post-cosecha

2 ventilador 187 0,37 5 Exterior Post-cosecha



20 Focos 160 3,20 5 Cuarto frío Post-cosecha

20 difusores 37 0,75 5 Cuarto frío Post-cosecha







31 Focos 250 7,75 6 Interior Post-cosecha

7 CPU 200 1,40 6 Interior Post-cosecha

7 monitor 80 0,56 6 Interior Post-cosecha

6 impresora 60 0,36 6 Interior Post-cosecha

24 fluorescentes 24 0,58 6 Interior Post-cosecha





7 CPU 200 1,40 4 Oficina

7 monitor 80 0,56 4 Oficina

3 Laptop 120 0,36 4 Oficina

2 impresora 60 0,12 4 Oficina

1 copiadora 120 0,12 4 Oficina

20 fluorescentes 40 0,80 4 Oficina

9 luminarias 125 1,13 VP Iluminación externa

Total kW 64,96




154

E.4. Materiales y presupuestos del banco de capaci tores

Tabla E-10: Sistema automático, con equipos 100% Schneider Electric France (C5T172)

CANT. DESCRIPCION P/Unitario P/TOTAL

1 Armario de Fuerza y Control de 120 x 50 x 30 cm 278,65 278,65

1 Juego de Barras Principales 68,54 68,54

1 Canaleta Ranurada, Terminales de Conexionado y Cables 60,00 60,00

1 Regulador Varimétrico Digital 380,45 380,45

1 Breakers y Contactores 299,00 299,00

1 Capacitor de 10 kVAr. 118,00 118,00

2 Capacitor de 5 kVAr 79,00 158,00

1 Instalación y puesta en marcha 250,00 250,00

1 Estudios 322,53 322,53

SUBTOTAL 1.935,17

12% IVA 232,22

Total 2.167




155

F. Anexo: tablas para el análisis técnico –

C5T173

En este anexo se presentan todas las tablas el análisis técnico para la red

alimentada por el transformador trifásico denominado C5T173 perteneciente a

la florícola ROSADEX S.A.

F.1. Levantamiento de carga para red de C5T173

Tabla F-1: Listado de carga para el transformador C5T173

# Equipos Descripción W unitario kW. total Poste Ubicación

2 bomba 5595 11,19 6 Cuarto de bombeo



1 varios 2238 2,24 23 Cocina

26 luminarias 125 3,25 VP Iluminación externa

1 b-fumigación 5595 5,60 34 Bloque de cultivo



1 b-fumigación 2238 2,24 31 Bloque de cultivo Total kW. 45,04 C5T173




156

F.2. Materiales y presupuesto para banco de capaci tores

Tabla F-2: Banco semiautomático (C5T173)

CANT. DESCRIPCION P/Unitario P/TOTAL

1 Armario de Fuerza y Control de 60 x 40 x 20 cm 114,00 114,00

1 Breakers y Contactores 118,00 118,00

2 Capacitor de 10 kVAr. 75,00 150,00

1 Timer digital 85,00 85,00

1 Instalación y puesta en marcha 250,00 250,00

1 Estudios 143,40 143,40

SUBTOTAL 860,40

12% IVA 103,25

Total 963,65




157

G. Anexo: consumidores especiales con

bajo factor de potencia S/E Cayambe

Tabla G-1: Consumidores especiales con bajo factor de potencia

ID MEDIDOR CONSUMIDOR TRAFO PF

138774 T4-5021 ROSADEX S.A. C5T172 0,84

115232 T4-06877 ROSADEX S.A. C5T173 0,72

109786 T4-5005 ROSA PRIMA C2T285 0,87

109801 T4-5387 ROSA PRIMA C2T84 0,91

110394 T4-5924 CORTEZ FERNANDO ING C2T236 0,90

111158 T4-R6416 ROSAS DE LA MONTAÑA ROSAMONT S.A. C5T174 0,90

112505 T4-R6413 FLORES DEL RIO S.A. FLORIVER C5T35 0,87

113850 T4-5666 CASTILLO DE GUACHALA C2T259 0,71

113853 T4-5903 FLORES ECUATORIANAS DE CALIDAD S.A. C5T27 0,91

114690 T4-5023 FLORES ECUATORIANAS DE CALIDAD S.A. C5T28 0,88

116550 M3-6765 JARAMILLO GRANDA ROBERTO ANTONIO C2T101 0,83

118332 T4-5438 LINDA FLOR C3T20 0,89

118358 T4-5669 FLORES DE NAPOLES FLORNAPOL S.A. C5T19 0,85

118730 M3-6775 PROANO VITERI GERMAN GONZALO C2T422 0,82

120636 T4-5674 FLORES DEL RIO S.A. FLORIVER C5T32 0,82

121865 T4-5715 AGRIFEG S.A. C3T14 0,88

123580 T4-6745 MENDES NESTOR TOMAS C5T10 0,86

124784 T4-5683 FLORELOY S.A. C2T258 0,91

126155 T4-5820 FLORICOLA SAN JORGE C3T19 0,82

142934 T4-05009 DULAC'S - CADENA EDUARDO C2T40 0,89

147676 T4-7017 COMPANIA FLOREXPO C4T58 0,89

149579 M3-E6241 HONEYROSE CIA. LTDA C4T85 0,84

151993 T4-6091 FLORICOLA RILINAR S.A. C2T297 0,85

152002 T405768 VORBECK PACHANO GONZALO MANUEL C2T249 0,83

156908 T4-6173 EMIHANA CIA. LTDA. C2T167 0,86

161096 T4-6283 EMAPAC C5T171 0,91

161180 T4-5753 HOJAVERDE S.A. C2T228 0,90

161252 T4-05424 VINUEZA MONTENEGRO CARLOS JULIO C2T15 0,82

162137 T4-6774 TAPIA JARAMILLA CECILIA C2T85 0,83

162578 T4-5263 AGROINDUSTRIAL TERRAFRUT S.A. C2T293 0,89

169561 T4-06864 VIZCAINO USHINIA JORGE OSWALDO C2T63 0,82

170227 T4-06298 FAINSTEIN RUBEN C5T25 0,79

173265 T4-06558 INPROLAC S.A. C2T5 0,83

174237 T4-06309 ROSAS DE LA MONTAÑA ROSAMONT S.A. C2T228 0,82

174360 M3-6800 POZO FERNANDEZ VICENTE ANIBAL C2T24 0,90

174366 T4-05825 BARRIGA VILLEVICENCIO CARMEN- INLANDES C2T229 0,84

174367 T4-06571 BARRIGA VILLAVICENCIO CARMEN- INLANDES C2T230 0,87

175935 T4-05726 FALCONFARMS DE ECUADOR FINCA MARIABONI C2T263 0,83

175937 T3-05009 FALCONFARMS DE ECUADOR S.A.-FINCAJUANI

C2T251 0,89

176861 T4-05050 FONDO DE CESANTIA EMPL. Y TRABAJ.

UNIDOS C2T233 0,84

177421 M3-6836 RODRIGUEZ ESPINOZA GALO ENRIQUE C4T121 0,89

178667 T4-06346 SANDOVAL CARDENAS VICTOR EMILIO C2T128 0,77



158

181534 T4-5388 INROSES S.A. C4T72 0,76

183125 T4-06411 FLORENTINA FLOWERS S.A. C2T297 0,90

199023 T4-5262 CONSORCIO ALIMEC S.A. C5T204 0,86

201586 T4-6606 GOMEZ DE LA TORRE TEODORO MARCELO C2T641 0,91

201587 T4-6609 GUERRA ORTEGA ANDRES FABIAN C3T49 0,86

201590 T4-6605 AGROINDUSTRIA LACTEA STO DOMINGO S.A. C4T166 0,82

203567 T4-6733 DIFIORI CIA. LTDA C3T5 0,90

203568 T4-6799 DIFIORI CIA. LTDA. C3T6 0,86

205004 T4-6687 BUSTOS GUERRA ALEX XAVIER C5T271 0,91

208476 T4-6880 ALKAVAT CIA LTDA C4T184 0,87

208490 T4-6879 ALKAVAT CIA LTDA C4T185 0,90

209017 T4-6884 FALCONFARMS DEL ECUADOR S.A. C2T260 0,75

210730 T4-6604 TERRAROSES CIA. LTDA. C3T13 0,85

211889 B3-11488 ERAZO CORRALES LUIS FERNANDO C2T623 0,77

213274 T4-7011 FLORICOLA FLORELOY S.A. C2T700 0,84

213729 T4-7014 FLORICOLA PRODUCNORTE C5T284 0,87

216418 T4-6957 CACHIPUENDO VARGAS FAUSTO OSWALDO C1T10 0,85

85927 T4-6730 HOSPITAL RAUL MALDONADO MEJIA C1T46 0,90

85931 T4-6878 PRODUCTOS LACTEOS GONZALEZ CIA LTDA C5T3 0,90

85990 T4-05083 COMPANIA FLOREXPO C4T76 0,90

86014 T4-6532 PLAN FLOR -PETER GRAETZER C2T297 0,85

86103 T4-R5035 INVERSIONES PONTE TRESA CIA. LTDA C5T161 0,82

88579 T4-R6295 FLORICOLA LAS MARIAS FLORMARE S.A. C2T255 0,84

91905 T4-05081 AGROINDUSTRIA FLORESMA C2T296 0,88

108052 T4-06597 AGRICOLA TABACUNDO AGRITAB CIA LTDA C3T68 0,87

111161 T4-5421 SUNSET VALLEY FLOWERS C3T48 0,90

111162 T4-5422 SUNSET VALLEY FLOWERS C3T50 0,83

112507 M3-6851 JARDINES DE GRANOBLES CIA. LTDA. C3T345 0,73

115237 T4-5436 ROSEN PAVILLON C3T29 0,90

118317 T4-5095 NIMROSEL C3T72 0,86

118359 M3-E5694R FLORICOLA LA FLORESTA C3T166 0,86

118733 T4-5098 BELLARO S.A. C3T223 0,83

118982 T4-5099 ROSANDES CIA. LTDA. C3T197 0,69

111111 T4-5439 ROSANDES CIA. LTDA. C3T197 0,90

123039 T4-5818 CHARLES FLOWERS C3T66 0,85

123041 T4-5817 CHARLES FLOWERS C3T67 0,79

123579 T4-6818 LOPEZ ZANAY LUIS ENRIQUE C3T157 0,86

126185 T3-05004 FORESTAL MANABI C3T169 0,82

128817 T4-05390 DENMAR S.A. C3T93 0,71

135938 T4-5914 AGRICOLA TABACUNDO AGRITAB CIA LTDA C3T24 0,85

140763 T4-5722 AGRISANJOSE C3T164 0,87

141450 T4-06294 ECUATORIAN FLOWERS C3T236 0,84

142054 M3-0E6234

POLESANA FRANCO C3T165 0,90

149025 T4-7013 ARBUSTA CIA LTDA C3T153 0,82

151508 T4-6088 ESTAR LATIN FARMS CIA LTDA C3T499 0,68

152023 T4-05038 ROSE CONNECTION CIA LTDA C3T501 0,84

159768 T4-5929 IMPRESFERGUE CIA. LTDA. C3T497 0,88

160736 T4-5264 MAGNOLIA SOCIEDAD CIVIL COMERCIAL C3T70 0,84

161340 T4-06310 FLORES VERDES S.A. FLORDES C5T202 0,91

163200 T4-6297 ECUATORIAN FLOWERS C3T235 0,87



159

164254 M3-6861 MOLOLEM GARDENS S.A. C3T339 0,83

166797 T4-6306 GOLDEN LAND CIA LTDA C3T359 0,87



167979 T4-6319 ROYAL FLOWERS S.A. C3T362 0,92

167990 T4-6314 MOROCHO CHASI VICTOR EUGENIO C3T363 0,56

169917 T4-5728 FLORALWORLD S.A. C3T202 0,82

171796 T4-5672 EXXIDE S.A. C3T137 0,85

171799 T4-5093 EXXIDE S.A. C3T136 0,90

178635 T4-6578 AUTOPLAZA PUSUQUI S.A. C2T27 0,91

180928 T4-06419 JARRIN NARANJO FAUSTO ALFONSO C3T387 0,84

181293 M3-6763 ENERGY FLOWER CIA. LTDA. C3T244 0,91

182552 T4-5042 AGROSERVICIOS ANDINOS CAMACHO C.LTDA C3T203 0,79

182553 T4-5011 AGROSERVICIOS ANDINOS CAMACHO C.LTDA C3T205 0,88

183438 M3-6798 BELLARO S.A. C3T229 0,91

183439 M3-6808 BELLARO S.A. C3T227 0,90

187462 T4-06398 SISAPAMBA ROSAS Y ROSAS SOCD. COL. CIV C3T390 0,84

189505 T4-6575 FALCONFARMS DE ECUADOR S.A. C3T366 0,79

190881 T4-6576 KING FLOWERS S.A. C3T426 0,89

194701 T4-5659 CERESFARMS CIA. LTDA. C3T32 0,85

196140 T4-6577 JOYGARDENS S.A. C3T185 0,92

196141 T4-5004 JOYGARDENS S.A. C3T185 0,84

196618 T4-06601 GALAPAGOS FLORES GALAFLOR S.A. C3T488 0,88

196620 T4-06594 INDUSTRIAL INSTRUMENTATION ING. C3T485 0,90

198760 T4-R6602 ECUAGARDEN C3T493 0,86

202844 T4-6707 FLORES VERDES S.A. FLORDES C3T51 0,87

203780 T4-6816 FLORES Y FRUTAS FLORIFRUT S.A. C3T51 0,85

205316 B3-11460 NIKITA FLOWERS C3T50 0,90

210180 T4-5084 FLOREXCELENT S A C3T39 0,79

210642 T4-7006 TRIANGLE GRP CIA LTDA C3T553 0,89

210674 M3-6865 ORELLANA CARRION MANUEL DE JESUS C5T281 0,88

210731 T4-06415 TERRAROSES CIA. LTDA. C3T30 0,91

212092 M3-E6233 RUBY FLOWERS (REASCOS RODRIGUEZ EDI

RU C3T343 0,79

212094 T4-6871 AGRICOLA AGRONATURA S.A. C3T93 0,92

212096 T4-5676 AGRICOLA AGRONATURA S.A. C3T44 0,89

213321 T4-7012 PICASSO ROSES CIA LTDA C3T554 0,89

213959 T4-5665 AGROFLORA S.A. C3T134 0,91

215290 T4-5854 AAASACORPORATION S.A. C3T571 0,87

217027 T4-6301 HYPERBLOSSOM S.A. C3T53 0,89

85936 T4-R6057 AGROFLORA C3T135 0,90

85989 T4-6047 NERITA FLOWERS C3T149 0,82

86033 T4-06560 ROSINVAR S.A C3T140 0,88

86108 M3-R6807 JARDINES DE GRANOBLES CIA.LTDA. C3T344 0,86

88573 T4-6607 EMPRESA ESPIGA C3T69 0,83

91116 T4-6296 BECQY FLOWERS C3T51 0,87

Fuente: Unidad de Pérdidas EMELNORTE S.A.




160

H. Anexo: datos históricos para estudio

económico

H.1. Datos históricos para C5T172

Figura H-1: Históricos de consumo, tendencia polinómica y ecuación (C5T172)

Históricos de consumo

y = (0,1173x6 - 4,797x5 + 76,129x4 - 587,28x3 + 2246,2x2 - 3844,4x + 5273,9)*Cr

2700

2800

2900

3000

3100

3200

3300

3400

mes

$

H.C.

Polinómica (H.C.)

H.C. 3160 2944 3186 3307 3220 3053 2953 2974 3052 3060 2953 2994

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Cr: Tasa de crecimiento 1,25%

Fuente: Dirección Comercial EMELNOORTE S.A.


Tabla H-1: Consumos históricos en dólares para el año 2006 (C5T172)

Fecha fp Bfp Consumo Ene-06 0,83 265,68 3160 Feb-06 0,82 251,08 2944 Mar-06 0,79 277,46 3186 Abr-06 0,80 303,11 3307 May-06 0,82 274,65 3220 Jun-06 0,82 241,27 3053 Jul-06 0,80 270,39 2953

Ago-06 0,82 267,30 2974 Sep-06 0,84 240,23 3052 Oct-06 0,79 270,08 3060 Nov-06 0,80 261,75 2953 Dic-06 0,82 265,68 2994





161

H.2. Datos históricos para C5T173

Figura H-2: Históricos de consumo, tendencia polinómica y ecuación (C5T173)

Histórico de consumo

y = -1,5588x4 + 43,019x3 - 392,08x2 + 1290,4x - 292,24

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

mes

$

H.C.

Polinómica (H.C.)

H.C. 632,88 1086,5 1070 948,35 626,71 658,76 728,2 596,05 589,58 515,72 1320,2 609,42

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12



Tabla H-2: Consumos históricos en dólares para el año 2006 (C5T172)

Fecha fp Bfp Consumo Ene-06 0,72 118,53 632,88 Feb-06 0,73 175,7 1086,48 Mar-06 0,73 153,5 1069,99 Abr-06 0,71 184,27 948,35 May-06 0,77 133,24 626,71 Jun-06 0,71 86,724 658,76 Jul-06 0,72 127,46 728,2 Ago-06 0,73 84,924 596,05 Sep-06 0,71 119,16 589,58 Oct-06 0,72 92,232 515,72 Nov-06 0,75 182,79 1320,21 Dic-06 0,69 135,54 609,42





162

I. Anexo: algoritmos SPARD 29

I.1. Algoritmo del flujo balanceado secundario

En un sistema radial, se pueden acumular las cargas que fluyen por la primera

sección y totalizarlas como P + jQ, donde P + jQ es la suma de las cargas de

los demás nodos más las pérdidas en las secciones aguas abajo.

Bajo esas condiciones se tiene:

( )IjXRVV RRSS ++∠=∠ δδ

RRV

jQPI

δ−∠−=

Reemplazando obtenemos:

( )RR

RRSS V

jQPjXRVV

δδδ

−∠−++∠=∠

( ) ( )RQXPjXQRPVVV RRSRS −+++=−∠ 2δδ

Separando la parte real e imaginaria:

( ) XQRPVVV RRSRS ++=− 2cos δδ

( ) RQXPsenVV RSRS −=− δδ

Elevando al cuadrado se obtiene:

( ) ( )22222 cos XQRPVVV RRSRS ++=− δδ

( ) ( )2222 RQXPsenVV RSRS −=− δδ

29 Help de SPARD® mp



163

Sumando las dos ecuaciones se tiene:

( ) ( )22222 RQXPXQRPVVV RRS −+++=

Después de expandir y simplificar la ecuación anterior se obtiene:

( )[ ] ( )( )2222224 2 QPXRVXQRPVV SRR +++−++ Ecuación 1

Se resuelve para VR. Después de calcular este valor, VR se convierte en VS y

se resuelve la ecuación para la siguiente sección. Este procedimiento se realiza

hasta recorrer todas las secciones.

Las pérdidas en las secciones no son conocidas con anterioridad, para ello se

emplea el siguiente procedimiento:

1. Se dan los voltajes en 1.0 p.u.

2. Para el cálculo de las pérdidas en las secciones se procede de la siguiente

manera:

2

22

Ri

iiiLOSS

V

QPRP

+=

2

22

Ri

iiiLOSS

V

QPXQ

+=

donde:

• Ri = resistencia de la sección i.

• Xi = reactancia de la sección i.

• Pi, Qi = cargas acumuladas que fluyen por la sección i.

3. Resolver la Ecuación 1.

4. Si las pérdidas calculadas con los nuevos voltajes difieren menos que un

error permitido comparado con la iteración anterior, entonces calcule flujos y

finalice.

5. De lo contrario repita los pasos 2, 3 y 4



164

I.2. Algoritmo del flujo de carga desbalanceado sec undario

El algoritmo que se emplea para calcular el flujo de carga desbalanceado es

análogo al flujo de carga balanceado, sólo que en este caso los cálculos se

hacen por fase.

Las impedancias propias y mutuas son calculadas de acuerdo al código que se

especificó para cada sección teniendo en cuenta el conductor de tierra,

utilizando modelos de CARSON. SPARD® mp Distribución para el cálculo del

Flujo de Carga Desbalanceado tiene presente los acoples magnéticos entre

fases y la diferencia angular (o fasorial) entre las corrientes de fase. El modelo

que se emplea es el siguiente:

Figura I-1: Modelo empleado

Fuente: Help de SPARD® mp

=

g

c

b

a

gggcgbga

cgcccbca

bgbcbbba

agacabaa

gg

cc

bb

aa

I

I

I

I

zzzz

zzzz

zzzz

zzzz

V

V

V

V

'

'

'

'

Ec. 1

La matriz [ ]zr

es de dimensión (n+1)*(n+1), donde n es el número de

conductores que componen la línea. Se realiza la reducción de Kron al sistema

matricial de la Ec. 1 de la siguiente manera:

En la Figura I-1 observamos:



165

cbag IIII −−−=

Ec. 2

( ) ( )'''' gaagggaaVVVVV −=−=∆

Ec. 3

Resolviendo la primera y la cuarta ecuación del sistema de la Ec. 1 y luego

restándolas se obtiene:

gagcacbabaaaaaIzIzIzIzV +++='

gggcgcbgbagaggIzIzIzIzV +++='

( ) ( ) ( ) ( ) gggagcgcacbgbabagaaa IzzIzzIzzIzzV −+−+−+−=∆

Ec. 4

Se reemplaza la Ec. 2 en la Ec. 4 y con giig zz = se obtiene el siguiente

resultado:

( ) ( ) ( ) cggagcgacbggagbgabaggagaa IzzzzIzzzzIzzzV +−−++−−++−=∆ 2

Si repetimos las operaciones anteriores para las fases b y c, se obtendrán los

siguientes resultados:

Impedancias Propias:

ggigiiii zzzz +−= 2

Ec. 5

Impedancias Mutuas:

ggigkgikik zzzzz +−−=

Ec. 6

En forma matricial se tiene:



166

longituddeUnidad

voltios

I

I

I

zzz

zzz

zzz

V

V

V

c

b

a

cccbca

babbba

acabaa

c

b

a

=

Ec. 7

V = Vector de fasores de caída de voltaje de fases en el tramo

I = Vector de fasores de corriente en el tramo

Z = Matriz de impedancias del tramo

Las componentes de esta matriz son complejas y tienen en cuenta la

disposición geométrica de los conductores.

MODELO DE LA CARGA

El Flujo Desbalanceado de SPARD® mp Distribución supone una carga

independiente del voltaje (o tipo kVA).

Este modelo es utilizado para calcular las inyecciones de corriente en los nodos

del sistema y utilizar el algoritmo de Gauss-Seidel para la solución de los

voltajes por fase. Este algoritmo es el más robusto y adecuado porque permite

trabajar las corrientes y voltajes fasorialmente en coordenadas cartesianas.

Algoritmo:

1. Asigne voltajes iniciales en las fases de todos los nodos del sistema. Aquí

debe tenerse presente la diferencia angular entre los voltajes en la subestación.

Hasta el momento SPARD® mp Distribución suponía un balance trifásico en los

fasores de voltaje en la subestación; esto originaba que debido a condiciones

geométricas de las estructuras un sistema balanceado no diera los mismos

resultados en un flujo desbalanceado que en el balanceado. Por la razón

anterior se ha adicionado a SPARD® mp Distribución una pantalla en la cual se

introduce los ángulos de voltaje en la subestación.

2. Calcular las corrientes inyectadas en los nodos para cada una de las fases

así:



167

iaigaib

iaiaia Vy

V

jQPI −

−=

*

ibigbib

ibibib Vy

V

jQPI −

−=

*

icigcic

icicic Vy

V

jQPI −

−=

*

donde:

• Iia, Iib, Iic = fasores de corrientes inyectadas en las fases a, b, c del nodo i

• Pia, Pib, Pic =cargas activas por fase en el nodo i

• Qia, Qib, Qic =cargas reactivas por fase en el nodo i

• yiga, yigb, yigc =Admitancias a tierra (Shunt) por fase que están

conectadas al nodo i

• Via, Vib, Vic =Voltajes por fase en el nodo i

3. Calcule las corrientes (por fase) que fluyen por las líneas.

4. Calcule las caídas de voltaje (por fase) desde la subestación hasta el final

del circuito.

5. Calcule los voltajes nodales y por fase en cada fase de cada nodo de

acuerdo a las caídas calculadas en 4.

6. Si la variación en voltajes es muy pequeña, calcule pérdidas, flujos y salga.

De lo contrario repita los pasos 2 a 6.

En el caso de los Autotransformadores, la conexión Estrella-Delta-Estrella hace

que se presente un circuito T en la secuencia. Como los datos de entrada se

dan por secuencias, el flujo desbalanceado efectúa una transformación inversa

para hallar así la matriz Zabc de la "sección" Autotransformador.



168

J. Anexo: bibliografía

• Marco Legal y Regulatorio del Sector Eléctrico Ecuatoriano: Ley de

Régimen del Sector Eléctrico Ecuatoriano, Reglamento del Suministro

de Electricidad, Regulación No. CONELEC – 004/01.

• NORMAS TÉCNICAS DEL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN – NTSD –

REGULACIÓN CNEE No. -09-99 DE GUATEMALA.

• BALCELLS, Joseph, “Calidad y Uso Racional de la Energía”, Segunda

Edición, Circutor S.A., Barcelona – España, Julio 2001.

• Oraganización Latinoamericana de Energía OLADE, “Manual

Latinoamericano y del Caribe para el Control de Pérdidas Eléctricas”,

Volumen 1, Quito – Ecuador, 1993.

• Westinghouse Electric Corporation, “Electric Utility Engineering

Reference Book Volume 3: Distribution System”, Pennsylnania – EEUU,

1985.

• OTORONGO, SILVA, “Programa de reducción de pérdidas técnicas en

el sistema de distribución de la Empresa Eléctrica Ambato S.A.”, Quito –

Ecuador, diciembre 1996.

• Schneider Electric, www.schneider–electric.com.

• Reproducción del Cuaderno Técnico nº 141 de Schneider Electric.







• Schneider Electric, “Manual y Catálogo del Electricista”.

• Schneider Electric, “Manual Técnico Práctico”, Tomo E.

• Schneider Electric, “Detención y Filtrado de Armónicos”, Guía 5.

• Empresa Eléctrica Regional Norte S.A., “Normas para la construcción de

líneas y redes de distribución – EMELNORTE S.A.”.



169

K. Anexo: planos

170

N

180

EMELNORTE S.A.

ROSADEX S.A. - CAYAMBE

UNIFILAR C5T172CALIDAD DE ENERGÍA

DISTRIBUCIÓN

2007 - 01 - 08

A. BEDÓN

11

C5T172 Trafo 3f 100 kVA13,8kV / 220V 127V Multitap: ±5% pasos de 2,5%

200/5 medMedidor de energía

0,28kW

C1-P5 CUARTOS FRÍOS COMPRESOR 1 ROSADEX S.A. C5T172

V1-C1P5 CUARTOS FRÍOS VENTILADOR 1 C1 ROSADEX S.A. C5T172


0,19kW


V1-C2P5 CUARTOS FRÍOS VENTILADOR 1 C2ROSADEX S.A. C5T172


GRUPO 1 GRUPO 2

0,28kW 0,19kW 0,12kW







GRUPO 3 GRUPO 4

0,12kW 0,12kW 0,12kW

INTERIOR CUARTO FRÍO 1

0,56kW8,95kW

C1-P6 CUARTOS FRÍOS COMPRESOR 1ROSADEX S.A. C5T172



C2-P6 CUARTOS FRÍOS COMPRESOR 2ROSADEX S.A. C5T172



GRUPO 5 GRUPO 6

0,37kW


P5 P6

0,56kW8,95kW

0,56kW

EDIFICIO POST-COSECHA

PA

3,73kW




GRUPO 7

V

P7

OFICINAS

P4


CÓDIGO DEL CONDUCTOR

BANCO DE CAPACITORES

NODO ELÉCTRICO

TRANSFORMADOR DE CORRIENTE

(MUESTRA MARCA DE POLARIZACIÓN)CT RELACIÓN DE

TRANSFORMACIÓN

C 0,37kWV

0,37kW3,73kW 3,73kW 3,73kW

V V V V V V V V V V V V

3,73kW

C C C C C C

MOTOR

BREAKER

TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN CONFIGURACIÓN

CÓDIGOFASE - kVAVOLTAJERANGO TAP

CONFIGURACIÓN DEL TRANSFORMADOR

20kVAr

181

EMELNORTE S.A.

ROSADEX S.A. - CAYAMBE

UNIFILAR C5T173CALIDAD DE ENERGÍA

DISTRIBUCIÓN

2007 - 01 - 08

A. BEDÓN

12

C5T173Trafo 3f 75 kVA13,8kV / 220V 127V Multitap: ±5% pasos de 2,5%

200/5 medMedidor de energía

Bf1-P21 NAVES Bomba fumigación 1 ROSADEX S.A. C5T173

P17

P30

CÓDIGO DEL CONDUCTOR

BANCO DE CAPACITORES

NODO ELÉCTRICO

TRANSFORMADOR DE CORRIENTE

(MUESTRA MARCA DE POLARIZACIÓN)CT RELACIÓN DE

TRANSFORMACIÓN

3,73kW

Bf

MOTOR

BREAKER

TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN CONFIGURACIÓN

CÓDIGOFASE - kVAVOLTAJERANGO TAP

CONFIGURACIÓN DEL TRANSFORMADOR

15kVAr

PB

P21 P14

B1-P16 CUARTOS BOMBEO Bomba 1 ROSADEX S.A. C5T173

7,5kW

Bf

P16

B1-P6 CUARTOS BOMBEO Bomba 1 ROSADEX S.A. C5T173

5,6kW

Bf

P6

B2-P6 CUARTOS BOMBEO Bomba 2ROSADEX S.A. C5T173

5,6kW

Bf

P22

P23

B1-P26 NAVES Bomba 1 ROSADEX S.A. C5T173

3,73kW

Bf

P26


2,2kW

Bf

P31


5,6kW

Bf

P34


5,6kW

Bf

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