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Tópico I Situación Energética y Programas de Ahorro de Energía en el Perú

Proyecto para Ahorro de Energía - Ministerio de Energía y Minas

3

PRESENTACIÓN

Hace 5 años, el Ministerio de Energía y Minas tomó la decisión de

desarrollar una Campaña de Ahorro de Energía a través del Proyecto para

Ahorro de Energía (PAE), para hacer frente al potencial déficit de energía

que se preveía podía producirse en 1995 y 1996, años en que casi no

teníamos márgenes de reserva de energía eléctrica y en 1998 para hacer

frente al déficit que produjo la salida de la Central de Machu Picchu, que

suministraba el 25% de la energía a la región sur del país.

El PAE en convenio con otras entidades, desarrolló una intensa campaña

de ahorro de energía, para evitar potenciales racionamientos y lograr que

el país continuara creciendo sin problemas energéticos, durante esos años,

objetivo que se cumplió plenamente. Sin embargo, la Campaña de

Ahorro de Energía no sólo ha servido para hacer frente a estas situaciones coyunturales, sino también está

ayudando a formar una conciencia sobre el uso racional de la energía en la población, que se vienen

consiguiendo gracias a una campaña educativa, informativa y publicitaria, dirigida a modificar los hábitos

de consumo de la población. Los resultados de este esfuerzo se vienen midiendo periódicamente a través

de encuestas, habiéndose percibido mejoras sustanciales a lo largo de estos años. Así por ejemplo, en

1996, un año después de la campaña, cuando se preguntó a la población sobre que actitud tomaba en las

“horas punta”, un 14% respondió que apagaba todos los focos innecesariamente encendidos. Sin

embargo, el año 1997, es decir 2 años después, este porcentaje se había incrementado a un 24% y a fines

de 1998, 4 años después de la campaña, un 55% de la población respondía que apagaba los focos

innecesariamente prendidos. Estos son los frutos de la campaña educativa, que constituye la columna

vertebral del programa, ya que consideramos que los más importante, es el proceso de concientización,

que es el motor que mueve la voluntad de las personas.

Por otro lado, con la finalidad de ayudar a que nuestro sector productivo y de servicios, sea cada vez más

eficiente y considerando que las reducciones de consumo de energía que se consiguen con la

implementación de programas de uso racional de energía, tienen la ventaja de pagarse con los propios

ahorros que se generan, es que estamos empeñados en formar un mercado de eficiencia energética para

que la ejecución de este tipo de proyectos se intensifique en el país. Para ello, estamos sensibilizando a la

demanda, constituida por las empresas usuarias de energía, mediante cursos para sus jefes de

mantenimiento, revistas especializadas, y en los próximos meses a través de la publicación de índices de

eficiencia energética por ramas productivas y de servicios, que les servirá para compararse y decidirse a

implementar este tipo de programas. Por otro lado, también estamos empeñados en incrementar la oferta

de asesoría especializada, a través de la formación de consultores para satisfacer la demanda de servicios

de eficiencia energética que estamos generando.

Desde este punto de vista, el libro de Eficiencia Energética elaborado por el PAE, pretende dinamizar la

formación de este mercado de eficiencia energética, ya que no sólo servirá para dotar de más

conocimientos al sector demanda y oferta, sino que les proveerá de un lenguaje común que les ayudará a

establecer una comunicación precisa entre ambos. Por otro lado, también está destinado a servir como

elemento de formación en esta especialidad, en Universidades e Institutos Tecnológicos. Estamos

seguros, que con este aporte, el Ministerio de Energía y Minas, está contribuyendo de manera importante

a reducir los consumos energéticos de la empresas, que incrementará la competitividad del sector

productivo y de servicios y a la vez ayudará a preservar nuestros recursos naturales y nuestro medio

ambiente.

JORGE SAN ROMÁN DE LA FUENTE

VICE MINISTRO DE ENERGÍA

MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS



4

ING. MIGUEL ANGEL ZEVALLOS SALINAS

Ingeniero Electricista con estudios superiores en

“Gestión de Recursos Energéticos y Ahorro de

la Energía” en Italia (1998) y ha sido capacitado

sobre “Innovaciones tecnológicas de la

industria” auspiciado por el Banco Mundial en

Londres-Inglaterra, y en la Misión Técnica

Hidro Quebec International (Montreal-Canada).

En CENERGIA ha sido Jefe de Proyecto de

diversos estudios de Eficiencia Energética y de

evaluación de pérdidas eléctricas en sistemas de

distribución y especialista en el Proyecto

“Monitoring and Targeting para la industria del

Perú” con la asistencia técnica del Programa

ESMAP del Banco Mundial (1995-1996). En el

Proyecto para Ahorro de Energía (PAE) del

Ministerio de Energía y Minas (MEM) ha sido

docente de los cursos de Post Grado de

Eficiencia Energética que se realizó con la UNI

en 1996, 1997 y en 1998 con la CDG-UNI, y de

diversos cursos de Eficiencia Energética para

Jefes de Mantenimiento y de Planta, técnicos y

estudiantes universitarios.

1. CAPÍTULOS: 1.2, 1.3, 1.6, 2.1, 2.2, 2.3,

2.4, 4.1

ING. FREDY SARAVIA POICON

Ingeniero Electricista de la Universidad

Politécnica de Kiev en Ucrania (Rusia), Master

en Administración (MBA) de la Universidades

de California y San Ignacio de Loyola, con una

estancia sobre Ingeniería Energética en España.

Ha sido docente de los cursos de Post Grado de

Eficiencia Energética que realizo el Proyecto

para Ahorro de Energía (PAE) del Ministerio de

Energía y Minas (MEM) con la UNI en 1996 y

1997 y en 1998 con la CDG-UNI y de diversos

cursos de Eficiencia Energética para Jefes de

Mantenimiento y de Planta, técnicos y

estudiantes universitarios. Actualmente se

desempeña como Docente de la Facultad de

Ingeniería Eléctrica de la Universidad Nacional

del Ingeniería (UNI) y como Consultor de

Proyectos de “Energía y Eficiencia Energética”.

Capítulos: 1.2, 1.3, 1.4, 1.5, 2.2, 2.5, 2.6,

ING. EDWIN QUINTANILLA ACOSTA

Ingeniero Electricista con estudios superiores de

Maestría en Administración de Negocios en la

Escuela Superior de Administración de

Negocios (ESAN) en 1987. Ha seguido cursos

de especialización en Regulación y Tarifas. Ha

sido Secretario Ejecutivo de la Comisión de

Tarifas Eléctricas de 1996 hasta junio de 1999.

Desde julio de 1999 se desempeña como

Secretario Ejecutivo de la Comisión de Tarifas

de Energía.

2. CAPÍTULO: 3.1

ING. JULIO CESAR ROMANI AGUIRRE

Ingeniero Químico, egresado de la Universidad

San Cristóbal de Huamanga. Realizó estudios de

Post Grado en Ingeniería Nuclear en la

Universidad de Buenos Aire, así como en

Elaboración y Evaluación de Proyectos. Llevó a

cabo "stages" de especialización de 2 años en

España y Argentina. Ha realizado el Curso de

Desarrollo de Directivos en la Universidad de

Piura. Es miembro Fundador y ex Vice

Presidente de la Sociedad Peruana de Ciencia y

Tecnología (SOPECYT). Fue Director General

de Instalaciones del Centro Nuclear de

Investigaciones del Perú (1991-1994) y ex-

Presidente del Grupo de Uso Racional de

Energía del Grupo Andino (1995-1996). Es Jefe

del Proyecto para Ahorro de Energía (PAE) del

Ministerio de Energía y Minas desde octubre de

1994. En la actualidad es miembro del Comité

Editorial de la Revista Eficiencia Energética y

Energías Renovables y del Boletín Educativo de

Ahorro de Energía, que se publica

cuatrimestralmente.

3. CAPÍTULO: 1.1



5

CAPÍTULO I.1:

SITUACIÓN ENERGÉTICA Y PROGRAMAS DE

AHORRO DE ENERGÍA EN EL PERÚ

1. EL CAMINO HACIA LA EFICIENCIA ENERGÉTICA

Durante las últimas 3 décadas, han sucedido diferentes fenómenos económicos,

políticos y ambientales, que han dinamizado la implementación de estos programas a

nivel mundial.

1.1. DÉCADA DEL 70: CRISIS ENERGÉTICA.

En Octubre de 1973, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP),

por motivos políticos, más que por razones de estructura de costos, decidió

incrementar el precio de este insumo desde 1.6 dólares el barril a casi 10 dólares, lo

que originó una gran crisis económica a nivel mundial produciendo inflación y

recesión en todos los países, principalmente en los países importadores de

petróleo1. Esto obligó, a los países desarrollados a reflexionar sobre la posibilidad

de sustituir al petróleo con otras fuentes de energía, ya que no querían depender de

este vital insumo debido a que la mayor parte de las reservas mundiales se

encontraban en el Golfo Arábigo 2. Ver Fig. I.1.1

1 El libro de la Energía. Forum Atómico Español. 1987

2 U.S. Energy 1995. The 9th. Annual Assesment of United States Energy Policy. USEA - 1995



6

Fig.I.1.1 Reservas mundiales de petróleo - 1995 (billones de barriles)

Debido a ello, los países desarrollados analizaron diferentes alternativas energéticas con

el objetivo de diversificar sus fuentes de suministro energético. Entre las alternativas

que se evaluaron estuvieron:

A. La utilización de las energías renovables como la solar y la eólica. Desde luego,

ya en ese entonces, ambos tipos de energía eran técnicamente factibles de ser

utilizadas, sin embargo no lo eran económicamente sobre todo para la producción de

energía a gran escala. No obstante, decidieron intensificar las investigaciones

tecnológicas para que en el largo plazo, este tipo de energía fuera económicamente

competitiva.

B. La energía nuclear. Este tipo de tecnología era reciente y se venía utilizando desde

la década del 60 para producir electricidad, sin embargo tenía la ventaja de producir

energía en grandes cantidades y a un costo más bajo que el proveniente de las plantas

térmicas que funcionaban con petróleo. Por esta razón, la mayor parte de los países

desarrollados, decidieron iniciar programas nucleares intensos con la finalidad de

construir centrales nucleares para diversificar y asegurar su abastecimiento de

energía. En 1998, en promedio más del 16 % de la energía eléctrica consumida a

nivel mundial provino de plantas nucleares. En Europa, el país más representativo es

Francia cuya demanda es cubierta en un 75% por sus centrales nucleares, mientras

que otros países como Japón cubre el 35% de su demanda con este tipo de plantas 3.

C. Programas de Ahorro de Energía. Paralelamente se llegó a la conclusión que se

podía mantener el mismo nivel de calidad de vida y mantener el crecimiento del país

3 Nuclear España Nº 186 Mayo 1999



7

consumiendo menos energía. Desde luego, el concepto era que la demanda de

energía está inducida por una demanda paralela de servicios energéticos tales como

el alumbrado, la refrigeración, el transporte entre otros y sí se podía prestar el mismo

servicio empleando menos energía, el ahorro de energía era en realidad un recurso,

de igual categoría que cualquier otra fuente de energía. Por lo tanto, lo que se

proponía era explotar los “yacimientos del ahorro” a través de la mejora de los

hábitos de consumo, la utilización de equipos eficientemente energéticos en todos los

sectores de consumo y el mejoramiento de la arquitectura de edificios y viviendas.

Un ejemplo concreto de la posibilidad de la aplicación de estas técnicas se dio en el

Estado de California de los Estados Unidos; allí se estimaba que la demanda crecería

entre 1976 y 1985 en 20 GW, lo que significaba construir en ese período un

equivalente a 20 plantas de 1,000 MW de potencia cada uno. Sin embargo, dicho

Estado decidió realizar un programa de ahorro de energía muy intenso en ese

período, logrando como resultado que sólo fueran necesarios construir 4 plantas de 1

GW. El ahorro tanto en inversión y en energía, se logró evitando que se construyeran

las otras 16 plantas, significó un ahorro económico para la propia población, que

finalmente es quien paga dichas inversiones a través de las tarifas4 . Programas

similares se realizaron en otras regiones del mundo, logrando que su Producto Bruto

Interno (PBI) continuará creciendo, mientras que su consumo total de energía

prácticamente se estancara y el consumo de petróleo incluso se redujera. Puede verse

que antes de 1973, el porcentaje de crecimiento del PBI traía aparejado un

crecimiento del consumo de energía de la misma magnitud. Ver Fig. I.1.2 y Fig.

I.1.3.

Fig.I.1.2 Evolución del crecimiento del PBI y consumo de energía de la Unión

Europea

The source: OECD “Energy balance”

4 EL Ahorro de Energía. La Escuela de Berkeley. Mundo científico Nº 112



8

Fig.I.1.3 Evolución del crecimiento del PBI y consumo de energía de Japón

The source: The Institute of Energy Economics, Japan 89

1.2 DÉCADA DEL 80: GLOBALIZACIÓN DE LA ECONOMÍA

Como consecuencia de la intensificación de la internacionalización de la economía

(más conocida como globalización de la economía), los países repararon que para

ser competitivos en los diferentes mercados, tenían que reducir sus costos de

producción, entre ellos sus costos energéticos. Este fue otro de los factores que

impulsaron el desarrollo de este tipo de programas en esa década, ya que la

competitividad se había convertido en la piedra angular para conquistar otros

mercados. Ver Cuadro No. I.1.1

Cuadro Nº I.1.1

RANKING DE COMPETITIVIDAD EMPRESARIAL (MICROECONÓMICA) Y

GLOBAL (1999)

PAÍS

COMPETITIVIDAD

EMPRESARIAL

(MICROECONÓMICA)

COMPETITIVIDAD

GLOBAL

Estados Unidos

Finlandia

Holanda

Suecia

1

2

3

4

2

11

9

19



9

Suiza

Alemania

Chile

México

Brasil

Costa Rica

Argentina

Perú

El Salvador

Venezuela

Colombia

Ecuador

Bolivia

5

6

24

34

35

38

40

46

47

51

52

57

58

6

25

21

31

51

34

42

36

46

50

54

53

55 Fuente: Global Competitiveness Report 1999 – World Economic Forum

Revista Semana Económica (4-oct.99)

Elaboración: Apoyo Consultoría S.A.

1.3 DÉCADA DEL 90: CRISIS ECOLÓGICA

Los científicos, durante la última década, venían advirtiendo que el contenido de

dióxido de carbono (CO2) en la atmósfera se estaba incrementando de manera

importante y pronosticaban que esto produciría el calentamiento de la tierra, que se

conoce comúnmente con el nombre de EFECTO INVERNADERO. Ver. Fig.I.1.4 y

Fig. I.1.5.

Fig. I.1.4 EVOLUCIÓN DE LA

CONCENTRACIÓN DE CO2 EN LA

ATMÓSFERA EN LOS ÚLTIMOS 100

AÑOS

FIG. I.1.5 EVOLUCIÓN DE LA

TEMPERATURA EN LOS ÚLTIMOS 100

AÑOS

Tópico II Eficiencia en Sistemas de Refrigeración, Calefacción y Aire Acondicionado


144

Fuente: World Resources Institute. Climate Protection and the National Interest. 1997

De hecho, se ha demostrado a través de rigurosas mediciones, que durante el presente

siglo, la presencia de este gas en la atmósfera ha crecido en un 20%, lo que ha dado origen

a que la temperatura de la tierra aumente en aproximadamente 0.5 °C. De seguir esa

tendencia y si no hace nada por evitarlo, en los próximos 50 años se pronostica que la

temperatura podría incrementarse en 2 grados centígrados más.

Durante los últimos años, se han detectado algunos signos que indican que dicho

calentamiento ya estaría produciendo algunos efectos en nuestro planeta. Por ejemplo, los

12 años más calientes durante el presente siglo se han dado entre 1980 y 1995. Se

pronostica que un calentamiento prolongado podría producir que reaparezcan

enfermedades tropicales que ya habían sido erradicadas como la malaria, el cólera, el

dengue, la fiebre amarilla y también producir cambios climáticos muy importantes, que

originarían sequías en algunas partes del mundo y abundantes lluvias en otras, pudiendo

causar migraciones de cientos de miles de personas en busca de mejores hábitats para tener

una supervivencia asegurada. Por otro lado, podría producir el deshielo de los nevados,

gracias a los cuales muchos valles en el mundo tienen agua permanente durante todo el

año. A ello se suma, el potencial deshielo que podría producirse en los casquetes polares,

que incrementaría el nivel del mar produciendo inundaciones de gran magnitud en algunos

países asiáticos que prácticamente se encuentra al nivel del mar. Finalmente,

calentamientos localizados podrían romper el frágil equilibrio de los ecosistemas de

algunas partes del mundo, propagándose en el tiempo este efecto a nivel mundial,

amenazando la supervivencia de la vida humana.

Esto viene ocurriendo por el desbalance existente entre las emisiones del dióxido de

carbono que en 1995 ascendían a 6,500 millones de TM/año (debido principalmente a las

plantas de energía que utilizan combustibles fósiles, el transporte y la industria), mientras

que la capacidad de absorción del planeta sólo es de 2,500 millones de TM/año (que es

absorbida fundamentalmente por la vegetación y el agua del mar). El 73% de las emisiones

de los gases de efecto invernadero eran producidos en 1995 por los países desarrollados,

mientras que sólo el 27% eran producidos por los países en vías de desarrollo5. Ver. Fig.

I.1.6.

5 Climate change. State of knowledge. Office of Science and Technology. USA. 1997

Más información se puede encontrar en http://www.ipcc.ch y en http://www.wri.org/wri/climate/

http://www.ipec.ch/



145

FIG. I.1.6. Desbalance mundial entre la emisión y absorción del dióxido de carbono está produciendo el

efecto invernadero

Desde luego las medidas más efectivas para reducir el efecto invernadero consisten en:

a. Implementar programas de eficiencia energética, con la finalidad de racionalizar el

consumo y de esta manera reducir las emisiones ambientales que inevitablemente se

producen cuando se genera energía.

b. Utilizar energías alternativas limpias, como las renovables, para ir sustituyendo

progresivamente las fuentes de energía que funcionan con combustible fósiles.

c. Fomentar los programas de forestación y reforestación a fin de aumentar la capacidad

de absorción de las plantas del planeta.

Con la finalidad de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y evitar el cambio

climático, durante la Cumbre de Río, que se llevó a cabo en 1992 y a la que asistieron 172

países, se acordó suscribir el Convenio Marco de las Naciones Unidas para el Cambio

Climático. En diciembre de 1997, las partes firmantes se reunieron en Kyoto (Japón) para

aprobar el denominado Protocolo de Kyoto. En el mismo, los países industrializados se

comprometieron a reducir en 5% sus emisiones de los años 2008-2012 con respecto a sus

emisiones del año 1990. Es decir, si en 1990 uno de ellos hubiera emitido 1 millón de

toneladas (TM) de CO2, en el período 2008 al 2012 debe emitir como máximo un

promedio de 950,000 TM por año. Un aspecto importante a mencionar es que

voluntariamente la Unión Europea decidió reducir para dicho período un 8% de sus

emisiones. Estos compromisos son de carácter mandatario para los países industrializados,

mientras que aún no existe exigencia alguna para los países en vías de desarrollo. Sin

embargo, como probablemente algunos de los países industrializados podría no poder

reducir la parte que le toca en su propio territorio, el convenio establece la posibilidad de

que estos programas se realicen en países en vías de desarrollo, bajo la modalidad de

proyectos de “implementación conjunta” y “mecanismos de desarrollo limpio” los mismos

que serían financiados por los países industrializados con la condición, de que las



146

reducciones que se logren, se contabilicen a su favor para cumplir con las metas

establecidas en el Protocolo de Kyoto.

2.- ENTORNO ECONÓMICO DEL PERÚ DURANTE LA PRESEN-TE

DÉCADA

Durante las dos décadas previas a 1990, el modelo de desarrollo se basaba en la sustitución de

importaciones y una característica fundamental era que se tenía un nivel muy elevado de

intervención estatal en la economía del país. La intervención estatal y el proteccionismo

originaron distorsiones en el mercado interno, obstaculizando un crecimiento sostenible y

sano, lo que sumado al fenómeno terrorista, produjo que el país entrara a una etapa de franco

deterioro, que se traducía en una hiperinflación y devaluación continua que iban socabando la

economía y la confianza en el país. Los altos niveles de subvención a la energía trajo consigo

malos hábitos de consumo de energía, debido a que todos los sectores de consumo más

importantes no pagaban el precio real de este importante insumo. “A comienzos de la década

del 80, la tarifa promedio de energía eléctrica era de 4.43 centavos de dólar/kWh, y el costo

medio era de 4.47; en 1989 la tarifa promedio era de 1.88 frente a un costo medio de 5.10

centavos. Algo similar sucedía con la canasta de combustibles, cuyo precio medio era de 12

centavos y sus costos operativos bordeaban los 38 centavos” 6.

Fig. I.1.7 Evolución de los precios medios de la energía eléctrica 1975- 1998

Fuente: Plan Referencial de Electricidad 1998

A partir de 1990, el gobierno inicia una política de estabilización económica. Para ello se

aplica una serie de reformas estructurales, entre ellas la eliminación de los monopolios

estatales y privatización de las empresas públicas y a la vez realiza las acciones necesarias

6 “Política Energética de Inversión Extranjera”. Exposición del Ministro de Energía y Minas, Fernando Sánchez A., CADE 1990.

75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Ctv

os

. U

S$

/kW

h

Precio de Energía Subsidiada Precio Real



147

para eliminar la subversión. También se da una reducción gradual de los subsidios a las tarifas

de los servicios públicos. La fase de estabilización creó las condiciones favorables para la

inversión privada que participaría en todos los sectores y dinamizaría el crecimiento del país.

Los resultados del buen manejo de los instrumentos económicos, hizo que la hiperinflación

fuera eliminada y el proceso de devaluación permanente se detuviera. La confianza volvió a

los agentes económicos. Como resultado de esta política durante la presente década el país

creció comparativamente más que el promedio mundial y el de América Latina, a diferencia

de lo que había ocurrido en las 2 últimas décadas anteriores. Ver Fig. I.1.8 y Fig. I.1.9

3. SITUACIÓN ENERGÉTICA

El Perú, las reservas probadas de energía comercial ascienden a 467 millones de TEP, de los

cuales, el gas y los líquidos del gas natural, ascienden a casi la mitad. La producción de

Fig. I.1.9. PERÚ: Evolución del PBI 1990 - 1999

-5,4

2,8

-1,4

6,4

13,1

7,3

2,5

7,2

0,7

3,1

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 (*)

FUENTE: INEI - 1999(*) a noviembre

Fig. I.1.8. Evolución comparativa del crecimiento económico mundial

de Latinoamérica y el Perú, 1970 - 1998

4,7

43,6

6

1,3

3,43,8

4,7

-0,8

71-80 81-90 91-98

MUNDO

AMÉRICA LATINA

PERÚ

FUENTE: INSTITUTO PERUANO DE ECONOMÍA-1999



148

energía comercial en 1998, se basó predominantemente en el petróleo, representando el 68.2%

del total (equivalente a 5.71 millones de TEP/año). De ello se puede deducir que nuestro

consumo actual esta basado en una fuente de la que tenemos escasas reservas. Por otro lado,

la producción de energía secundaria en ese año fue de 9.94 TEP, siendo los hidrocarburos los

más importantes con un 83.2% (gasolina, kerosene, diesel, petróleo residual, GLP entre

otros), seguido por la electricidad en un 14.9%.

3.1. SECTOR ELÉCTRICO

A fines de 1992, con la finalidad de mejorar el servicio de electricidad y ganar eficiencia a

nivel sistema, se promulgó la Ley de Concesiones Eléctricas el mismo que promueve el

desarrollo del sector electricidad en base a la participación del sector privado y la

competencia. Con esa finalidad esta Ley establece una reestructuración del sistema eléctrico y

separa las actividades de generación, transmisión y distribución como unidades de negocios

diferentes. Por otro lado según los principios establecidos por esta Ley, las tarifas deberán

tender gradualmente a su valor real, evitándose los subsidios.

Dada las escasas reservas de generación y en especial de capacidad efectiva que poseía el país

cuando se inició la privatización, una modalidad importante dentro de dicho proceso fue la de

los compromisos de inversión para construir nuevas plantas, lo que dio buenos resultados

como se puede apreciar en la figura siguiente.

Fig.I.1.11 Potencia instalada a nivel nacional (MW)

FIG. I.1.10 PERÚ: Reservas comerciales y Producción Comercial, 1998

46,9%

14%

30,6%

17,7%

8,4%

0,1%

9,6%

68.2%

4,5%

RESERVAS PRODUCCIÓN

URANIO

PETRÓLEO

CARBÓN

HIDROENERGÍA

GAS NATURAL + LÍQUIDOS

FUENTE: BALANCE NACIONAL DE ENERGIA 1998 / OTERG - MEM



149

La participación del sector privado durante los últimos años, así como el trabajo realizado por

la Dirección Ejecutiva de Proyectos (DEP), del Ministerio de Energía y Minas a nivel de

electrificación rural, ha permitido que el coeficiente de electrificación del país se eleve hasta

el 72% en el año 1999.

Por otro lado, la privatización ha mejorado la eficiencia del sistema y que las pérdidas se

reduzcan sustancialmente durante los últimos años. El consumo actual de electricidad en los

diferentes sectores de consumo son los siguientes:

Fig. I.1.13 Consumo de energía eléctrica por sectores 1998

FIG. I.1.12 PERÚ: Evolución del coeficiente de electrificación, 1990 - 1998

54,89

59,75

61,27

69,5

52,9

67,6

64,9

66,1

54,55

50

55

60

65

70

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998

AÑOS

EN

P

OR

CE

NT

AJ

E

(%)

FUENTE: DGE - Información Estadística Económica - 1998

2.4 2.4

4

2.4

5

2.5

1

2.5

1

2.4

8

2.4

9

2.5

1

2.5

7

1.7

4

1.6

7

1.7 1.7

8

1.8

7

1.9

8 2.1

7

2.6

8 2.9

4

4.1

4

4.1

1

4.1

5

4.2

9

4.3

8

4.4

6 4.6

6

5.1

9 5.5

2

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 19980

1

2

3

4

5

6

HIDRAÚLICA TÉRMICA TOTAL

FUENTE: ELECTRICIDAD 99, BOLETIN Nº 1 (NOV)-DGE



150

Durante los últimos años, la intensidad energética eléctrica como consecuencia del programa

económico y de la campaña de ahorro de energía no ha seguido creciendo y se ha detenido.

Fig. I.14 Evolución de la intensidad eléctrica en el Perú (Consumo de energía/PBI en

soles reales de 1979)

3.2. SECTOR HIDROCARBUROS

Durante la presente década, como consecuencia de la reestructuración del mercado energético,

al igual que en el sector eléctrico, también se promovió el desarrollo de las actividades en este

ALUMBRADO PÚBLICO

3.82%

COMERCIAL 15.31%

INDUSTRIAL 54.87%

RESIDENCIAL 26.00%

Fuente: Anuario CTE 1998

FUENTE: Elaboración PAE - 1999



151

sector sobre la base de la libre competencia con la finalidad de promover la inversión y

modernización del sector. En virtud a ello, el monopolio que estaba anteriormente en manos

de la empresa PetroPerú y que cubría las actividades de exploración, producción, refinación,

transporte y distribución, así como la comercialización, viene siendo transferido

paulatinamente al sector privado. Este proceso se inició con la privatización de las estaciones

de servicio desde junio a diciembre de 1992, y posteriormente se siguió vendiendo de manera

fragmentada el resto del negocio (refinería La Pampilla, Planta de Lubricantes, terminales de

distribución entre otros) así como lotes de exploración que tenía a su cargo la empresa estatal

antes mencionada.

4. PROGRAMAS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA EN EL PERÚ

El Perú desarrolló acciones de ahorro de energía desde 1973, año en que se produjo la gran

crisis energética a nivel mundial debido al incremento del precio del petróleo, insumo que en

ese entonces importábamos en cantidades considerables ya que nuestra producción era muy

limitada. Sin embargo, estas fueron acciones periódicas y no sostenibles en el tiempo, debido

a que la fuerte subvención, que tuvieron durante las décadas del 70 y el 80, tanto las tarifas

eléctricas como los combustibles, desalentaban la realización de estos programas. En 1985

fue creado el Centro de Conservación de Energía y del Ambiente (CENERGIA), entidad que

desde esa fecha ha realizado una tarea pionera, principalmente, en la promoción de la

eficiencia energética en el sector industrial.

El Proyecto para Ahorro de Energía (PAE) fue creado a fines de 1994 por el Ministerio de

Energía y Minas, para desarrollar acciones bajo el concepto del AHORRO DE ENERGÍA en

vista que no se tenían los márgenes de reserva suficientes como para soportar la reactivación

económica y el crecimiento del índice de electrificación que se venía produciendo desde

1993. A ello se sumaban los pronósticos que los años 95 y 96 serían secos, lo que sin duda

afectaría a nuestro sistema hidroeléctrico reduciendo más la oferta, el margen de reserva y

poniendo en riesgo el normal desarrollo del país. Debido a esta situación, el objetivo principal

de la campaña durante 1995 y 1996 fue evitar que se produjeran racionamientos en el Sistema

Interconectado Centro Norte (SICN) a través de la reducción de la demanda en 100 MW, lo

que se cumplió, ya que durante esos 2 años no se registraron restricciones de fluido eléctrico

en ningún momento.

La campaña de ahorro de energía, durante estos últimos años se realizó principalmente en el

sector residencial y comercial; realizándose para ello 3 actividades paralelas y

complementarias entre si: una campaña educativa, una campaña publicitaria y una campaña

demostrativa informativa. El resultado fue que desde 1994 (antes de la campaña) hasta 1999 la

evolución de la máxima demanda del SICN sólo ha crecido en un 10%, mientras que el PBI en ese período lo hizo en 23%.

Fig. I.1.15 Evolución de la Máxima Demanda en el Sistema Interconectado Centro -

Norte (SICN) desde 1993 hasta Diciembre de 1999

EFMAMJJASONDEFMAMJJASONDEFMAMJJASONDEFMAMJJASONDEFMAMJJASONDEFMAMJJASONDEFMAMJJASOND

1610

1660

1710

1760

1810

1860

1910

1960

2010

2060

2110

2160

2210

MW

1983 MW

(DIC 97)

2106 MW

(DIC 98)

2147 MW

(NOV 99)

INCLUYE AUTOPRODUCTORES



152

Probablemente uno de los factores que influyó en este menor crecimiento fue la modificación

de hábitos de consumo, en especial la actitud que ahora toma la población en las “horas

punta” (concepto que se introdujo en la campaña) con relación a la utilización de la

iluminación, que constituye el consumo principal en esas horas y a otros artefactos

electrodomésticos. En la actualidad más del 60% de la población conoce lo que son las “horas

punta” y la actitud de “apagar todos los focos innecesariamente encendidos en la casa” se ha

incrementado de 14% en Enero de 1996, a 24 % en Enero de 1997 y a 55% en Diciembre de

1998, según las encuestas que se encargaron a la empresa APOYO. Por otro lado, una

reducción muy importante de la demanda se debió al éxito que se tuvo en la introducción de

más de 1'500,000 Focos Ahorradores en el sector residencial y comercial entre los años 1995

y 1999. Se ha estimado que esta sustitución de focos incandescentes por Focos Ahorradores,

había reducido en más de 80 MW la demanda en 1998. Esta sustitución se realizó sin ningún

tipo de subvención del Estado, y para su desarrollo se aprovechó las propias fuerzas del

mercado.

Por otro lado, el consumo promedio de energía en el sector residencial a nivel nacional se ha

ido reduciendo gradualmente desde 1994, siendo la campaña de ahorro de energía uno de los

factores que influyó en dicha reducción durante los primeros años.

Fig. I.1.16 Evolución del consumo promedio en el Sector Residencial a nivel nacional

(kWh/mes)

FUENTE: ANUARIOS CTE Y DGE/ ELABORACION: PAE

DURANTE LA CAMPAÑA

ANTES DE LA CAMPAÑA

* HASTA NOVIEMBRE DE 1999



153

En 1998 se presentó una situación similar a la del SICN en el sistema sur(SIS); la Central de

Machu Picchu sufrió una inundación y salió fuera de servicio el 25% de la oferta de energía

del sur, encargándose al PAE el desarrollo de una campaña intensa en esa región para evitar

racionamientos, objetivo que también se logró, ya que tampoco hubieron, durante 1998,

restricciones de energía en esa zona del país.

5. PROYECCIONES DE ABATIMIENTO DE LA DEMANDA Y

AHORRO DE ENERGÍA PARA EL PERÍODO 2000-2005

El objetivo principal para los próximos años es la continuación del programa para consolidar

y ampliar los ahorros logrados en estos períodos de emergencia, para:

a) Hacer del Perú un país competitivo en una economía cada vez más globalizada.

b) Para conservar nuestros recursos energéticos.

c) Reducir emisiones contaminantes que se genera inevitablemente al producir la energía y de

esta manera proteger el medio ambiente local y global.

El concepto que se utilizará para desarrollar las acciones que correspondan a esta nueva etapa

será el Uso Racional de la Energía. Para lograr ello, la estrategia se seguirá basando en la

formación de una nueva conciencia y cultura de uso racional de todas las formas de energía a

nivel de todos los sectores que conforman la sociedad peruana. Se apuntará a:

Mejorar sus hábitos de consumo de energía,

Inducir a que todos los sectores de consumo sustituyan sus equipos ineficientes por

equipos eficientemente energéticos.

Para lograr estos 2 objetivos se continuará trabajando en actividades simultáneas y

complementarias entre si: campañas publicitarias, campañas educativas y una campaña



154

informativa-demostrativa permanente en el tiempo, así como el desarrollo de herramientas

normativas que coadyuven a este propósito.

Las proyecciones de abatimiento de demanda y ahorro de energía que se espera conseguir en

el período 2000 -2005 son:

5.1. EN EL SECTOR RESIDENCIAL Y COMERCIAL

a. Mejora de hábitos de consumo.

La meta será mantener las reducciones del consumo promedio residencial nacional obtenidos

durante estos últimos 4 años y que ésta no sobrepase los 120 kWh/mes por usuario residencial

como promedio nacional hasta el año 2005. Antes de la campaña, el consumo promedio de los

usuarios del sector residencial a nivel nacional era de 136 kWh/mes y a noviembre del año

1999 fue de 110 kWh/mes. Para consolidar los ahorros logrados en el sector residencial en los

años anteriores, se continuará desarrollando la campaña publicitaria, informativa y

principalmente la EDUCATIVA, para lo cual estamos capacitando de manera intensa a

docentes del sector educativo y a través de ellos a los alumnos. La campaña educativa por

cierto, tiene el objetivo de formar una nueva generación de peruanos con buenos hábitos de

consumo de energía.

b. Sustitución de equipos eficientemente energéticos en el sector residencial y comercial

Desde 1995 hasta el año 1999 se han instalado en ambos sectores más de 1’500,000 de Focos

Ahorradores (FA). Estos tienen una vida de 5 años si se les usa 4 horas diarias.

Evidentemente, el resultado principal de la campaña de promoción del uso de focos

ahorradores realizado durante esos años es que ha servido para establecer un mercado de

ventas anuales de 300,000 Focos Ahorradores, con el consiguiente impacto en demanda y

energía. Antes de 1995 en el país sólo se vendian 25, 000 focos ahorradores por año.

En el país se seguirán desarrollando actividades de promoción en los siguientes años para

acelerar la sustitución de más focos incandescentes por ahorradores. La meta es que como

mínimo en el año 2005 en el país hayan instalados el equivalente a 2 Focos Ahorradores por

usuario residencial de Lima y un Foco Ahorrador en el 50% de los usuarios residenciales de

provincias, lo que equivaldría a tener instalados 3’250,000 FA para ese año, para lo cual

deberá dinamizarse durante los próximos años esta sustitución de tal manera que se

incremente de 1’500,000 de FA existentes actualmente a 3’250,000 de FA, que reducirá la

demanda en 115 MW y producirá un ahorro de energía de 126 GWh/año.

Se estima que esta meta puede ser alcanzable sin mucha dificultad debido a 4 factores que

impulsarán la sustitución de focos incandescentes por ahorradores:



155

a. La norma técnica de eficiencia energética de Focos Ahorradores que se viene elaborando

actualmente en el INDECOPI a través del Comité de Normalización de Eficiencia

Energética y Uso Racional de Energía. Esta norma estará lista a fines de diciembre de

1999, lo cual generará una mayor confianza en la población para su adquisición.

b. El inicio del programa de Iluminación Eficiente, gerenciado por ENDESA de España, por

encargo del Banco Mundial, y que durante los próximos 3 años invertirá 2 millones de

dólares en Perú para promover la tecnología de iluminación eficiente, entre las que se

encuentran los Focos Ahorradores.

c. La demanda de este producto en el mercado mundial, está haciendo que se fabriquen en

escalas cada vez mayores y el precio se está reduciendo.

C. Reducción del consumo en stand by de los artefactos electrodomésticos

Una medida de ahorro de energía que se está iniciando en el sector residencial el presente año

está dirigido a evitar el consumo de energía en STAND BY. En las mediciones que se han

efectuado se ha podido determinar que el TV+ VHS + equipo de sonido pueden estar

demandando como mínimo 10 W cuando están apagados pero enchufados. Esto por un

promedio de 20 horas diarias en que se encuentran en esta situación, está ocasionando que se

consuma 6 kWh/mes que con la tarifa actual de Lima tendría un impacto en la facturación

mensual de 2 nuevos soles y una cantidad mayor con la tarifa de provincias, lo que ya de por

si podría ser una cifra importante para las familias de los segmentos C y D. El objetivo es que

por lo menos un 20% de los usuarios de Lima desenchufen los artefactos que poseen mientras

no los están utilizando o en su defecto instalen un interruptor. Esto podría generar un ahorro

de 9 GWh al primer año y de 18 GWh en los siguientes años. El PAE en los próximos años

promoverá fuertemente esta medida a nivel de toda la población.

d. Otras medidas

En los años 2000 y 2001 el Comité de Normalización de Eficiencia Energética y Uso

Racional de Energía del INDECOPI, también normalizará el consumo de las refrigeradoras,

termas, duchas eléctricas. Por otro lado se continuará con la promoción de uso de termas a gas

y termas solares (incluso para Lima, por tener 6 meses de sol al año). Su impacto tanto en

demanda como en consumo aún no se han determinado.

5.2. EN EL SECTOR EDIFICIOS

Una de las medidas que se viene promoviendo y que ya cuenta con la opinión favorable del

sector energía es la sustitución de los fluorescentes estándar T12 de 40 W por los

fluorescentes estándar T8 de 36 W, que cuestan igual, duran igual, iluminan igual, pero

consumen 10% menos de energía. Por cada sustitución se ahorran 4.4 W teniendo en

consideración una reducción del 10% de pérdidas como mínimo.



156

En el país se venden 3 millones de fluorescentes rectos anualmente. Los fluorescentes duran

8,000 horas (3.2 años si se utilizaran 10 horas diarias durante 250 días al año). Si

conservadoramente estimáramos que los fluorescentes sólo durarán 2 años, se deduce que en

el país habrían 6 millones de fluorescentes instalados, y que estos 3 millones sirven en su gran

mayoría para reemplazar los que se queman anualmente. Se estima que en el sector estatal

habrían 1 millón de fluorescentes instalados y en el sector privado 5 millones adicionales.

La meta es sustituir todos los fluorescentes T12 de 40 W por fluorescentes T8 de 36 W hasta

el año 2005. La estrategia será que el Ministerio de Economía y Finanzas emita una directiva

para que las entidades del Estado sólo adquieran fluorescentes estándar T8 de 36 W a partir

del año 2000. Esto tendrá un efecto demostrativo para los propietarios de los edificios

privados, ya que al ver que el Estado compra este tipo de fluorescentes por ser más

económicos también harán lo mismo produciéndose un efecto multiplicador.

El total de fluorescentes rectos a sustituir en los próximos años es de aproximadamente 6

millones. Si esto se sustituyera en un período de 3 años, se conseguirá al término de los 3 años

un ahorro en potencia de 26.4 MW y un ahorro en energía de 66 GWh/año.

Un aspecto importante a considerar, es que con fecha 28 de setiembre de 1999 el gobierno ha

emitido un dispositivo de austeridad (D.S. 034-99-PCM) a nivel de entidades públicas

ordenándoles que reduzcan su consumo en un 15%. Es probable que esta medida se mantenga

el próximo año y en los subsiguientes. El PAE está preparando un Plan de Modernización

Energética del Estado a fin de recomendar acciones a las entidades públicas para que los

ahorros que consigan en esta primera etapa de austeridad, no se pierdan en los próximos años.

Se están realizando las primeras estimaciones de ahorros que se obtendrán, tanto en demanda

como en energía debido a esta medida.

5.3. EN EL SECTOR PRODUCTIVO Y DE SERVICIOS

En este sector el objetivo es formar un mercado de eficiencia energética, ya que el concepto es

que toda mejora en eficiencia se paga con los propios ahorros que se generan, por lo que no le

cuesta a la empresa y tiene la ventaja de reducir sus costos de producción. Para esto es

importante promover y consolidar la formación de empresas (Empresas de Servicios de

Eficiencia Energética-EMSEEs) que trabajen bajo la modalidad de ahorros garantizados y

paralelamente sensibilizar al empresario sobre las ventajas de desarrollar estos programas ya

que no les cuesta nada y al contrario ganan competitividad.

Esta formación del mercado se viene promoviendo a través de la formación de recursos

humanos para las EMSEE’s (Cursos de Post-Grado Universitarios) y sensibilizando a los

empresarios (a través de cursos, seminarios, revistas de eficiencia energética y software como

el Amigo Tarifario, publicación de índices de eficiencia energética de diferentes sectores).

Sabemos que esto producirá ahorros gradualmente. Podría dinamizarse todo este proceso si el

Estado dictara algunas medidas de promoción específicas (p.e. compensar a las distribuidoras

que participen en estos programas).



157

Según los resultados del documento “Servicios Energéticos basados en el Mercado” elaborado

por expertos del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para el gobierno del Perú en julio

de 1998, en el cual se realiza un análisis y evaluación del mercado potencial de eficiencia

energética que existiría en el sector industrial, se estima que podrían reducirse el consumo de

energía eléctrica del 5 al 15% (cifras tomadas de las auditorias que hizo CENERGIA desde

1990 hasta 1994 en los sectores productivo y de servicios). Sobre la base de este rango de

ahorro es posible considerar de manera conservadora que se puede alcanzar de manera

gradual un 5% de ahorro como mínimo, lo que equivaldría a 450 GWh/año en el año 2005

(teniendo en cuenta que el sector industrial y de servicios han consumido 9,000 GWh en 1998

y considerando pesimistamente que esta cantidad se mantendrá en el tiempo).

Esta meta se considera alcanzable por que existen factores que favorecerán su logro:

a) El marco de la globalización de la economía que obligará a las empresas a seguir

reduciendo costos si quieren continuar en el mercado.

b) Los estudios de los índices de eficiencia energética por sectores, que se han comenzado a

realizar y que les permitirá conocer cuan ineficientes son con respecto a industrias

similares.

c) En la actualidad las empresas por razones de competitividad, en especial las exportadoras

requieren acceder a las certificaciones de calidad ISO, para poder acceder a los mercados

internacionales. La última versión ISO 14000, plantea como requisito para el otorgamiento

de dicha certificación, la demostración de que la planta utilice racionalmente los recursos

entre ellos los energéticos, lo que sin duda impulsará a las empresas exportadoras a iniciar

programas de eficiencia energética.

d) Los programas de uso racional de la energía se vienen intensificando a nivel mundial y el

hecho de que cada vez haya más asistencia técnica internacional y financiamiento

disponible se debe a que la eficiencia energética es una de las herramientas más efectivas

para hacer frente al efecto invernadero que se estaría agudizando en los últimos años, por

lo que está recibiendo más apoyo de la cooperación técnica internacional.

En resumen las proyecciones de abatimiento de la demanda y ahorro de energía en el sector

eléctrico para los próximos años se presentan de manera resumida en los siguientes cuadros:

CUADRO I.1.2: ESTIMACIÓN DEL ABATIMIENTO DE LA DEMANDA (MW)

2000 -2005



158

AÑO 2000 2001 2002 2003 2004 2005

RESIDENCIALY

COMERCIAL

Uso de Focos Ahorradores

13.2 36.3 59.4 82.5 105.6 115.5

EDIFICIOS

Sustitución de Fluorescentes

T-12 por T-8

2.2 13.2 26.4 26.4 26.4 26.4

PRODUCTIVO Y DE

SERVICIOS 3,47 6,94 13,8 27,7 41,6 62,5

CUADRO I.1.3: ESTIMACIÓN DEL AHORRO DE ENERGÍA (GWh)

Y DE MITIGACIÓN DE CO2 DEL 2000 AL 2005

AÑO 2000 2001 2002 2003 2004 2005

SECTOR GWh Ggr GWh Ggr GWh Ggr GWh Ggr GWh Ggr GWh Ggr

RESIDENCIAL

Uso de Focos

Ahorradores 14.45 9.19 39.75 25.28 65.04 41.36 90.34 57.45 115.63 73.54 126.47 80.43

Stand by 9 0.72 18 1.43 18 1.43 18 1.43 18 1.43 18 1.43

EDIFICIOS

Sustitución de

fluorescentes

T-12 por T-8

5.5 0.44 33 2.62 66 5.25 66 5.25 66 5.25 66 5.25

PRODUCTIVO

Y DE

SERVICIOS

25 3.97 50 7.95 100 15.9 200 31.80 300 47.7 450 71.55

TOTAL 53.95 14.32 140.75 37.28 249.04 63.94 374.34 95.93 499.63 127.92 660.47 158.66

1 Ggr = 1 Gigagramo = 1,000 toneladas 1 kWh produce 0.795 Kg de CO2

Nota: Para el caso de Focos Ahorradores se considera que las emisiones de CO2 es equivalente al 80% del total del ahorro de energía, ya que

el 20% restante son ahorros conseguidos durante el día, periodo en que nomalmente en el Perú no operan las centrales termoeléctricas. Bajo este mismo criterio se considera solamente: 10% de ahorro en emisiones de CO2 con las medidas “Stand By”, 10% por sustitución de

fluorescentes T-12 por T-8 y 20% por los ahorros que se conseguirán en los sectores productivo y de servicios.



159

CAPÍTULO I.2:

FUNDAMENTOS BÁSICOS DE ELECTRICIDAD

1. GENERALIDADES DE LA ENERGÍA

1.1 LA ENERGÍA

¿Qué es la energía?

Se puede concebir como el nivel de capacidad que tiene un cuerpo en un determinado

instante para realizar un trabajo.

Una ley fundamental enuncia que “la energía no se crea ni se destruye, únicamente se

transforma”. Esto significa que, la suma de todas las energías sobre una determinada

frontera siempre permanece constante.

La energía es el alimento de toda actividad humana: mueve nuestros cuerpos e ilumina

nuestras casas, desplaza nuestros vehículos, nos proporciona fuerza motriz y calor, etc.

1.2 ENERGÍA PRIMARIA

Son las que proceden de fuentes naturales que pueden ser utilizadas directamente, como es

el caso del carbón, petróleo bruto, gas natural, energía hidráulica, solar, nuclear, etc.

1.3 ENERGÍA SECUNDARIA

Son las obtenidas a partir de la transformación de fuentes naturales: gasolina, electricidad,

briquetas de carbón, etc.

1.4 ENERGÍA UTIL

Es la energía de uso final es decir, la que se utiliza como la luz, el calor, la energía química

en una batería, etc.

2. CONCEPTOS GENERALES DE ELECTRICIDAD



160

2.1. LA ENERGÍA ELÉCTRICA

¿Qué es la corriente eléctrica?

Es el fenómeno por el cual se produce el movimiento de cargas eléctricas en un

conductor.

Intensidad de corriente (I), es el valor de la cantidad de electricidad (número de

electrones) que pasa por el conductor. La unidad de Intensidad de Corriente es el

Amperio que se define como el paso a través de la sección transversal de un

conductor de 6.2 x 1018

electrones en un segundo.

4. 2.2. TIPOS DE CORRIENTE

- Corriente continua (DC): Fluye siempre en la misma dirección y con la misma

intensidad.

- Corriente alterna (AC): Fluye primero en una dirección y luego en sentido inverso

haciendo lo que se conoce como un ciclo de corriente alterna. La velocidad con que se

repite en ciclo se denomina frecuencia.

¿Cómo se puede valorar la corriente alterna si su sentido y magnitud cambian

constantemente?

Se mide por su valor eficaz, es decir por el valor que corresponde al de la corriente

continua que realiza el mismo trabajo, y es aproximadamente igual a 0.7 de la amplitud,

es decir del valor máximo.

maxmax 707.02/ IIII rmseficaz

Los valores eficaces son los que se emplean en la práctica y los que indican

generalmente los instrumentos de medición.

5.

6. 2.3 TENSION ELÉCTRICA

Es la fuerza que impulsa a los electrones en un conductor. A la Tensión Eléctrica

también se le conoce como diferencia de potencial. La unidad de la tensión eléctrica es

el VOLTIO que representa la entrega de la energía de un Joule para producir un flujo

de 6.2x1018

electrones/segundo entre 2 puntos.



161

7. 2.4 RESISTENCIA ELÉCTRICA

La resistencia ( R ) de un conductor depende no sólo de las propiedades del material ()

sino también de otros parámetros:

- Las dimensiones del conductor, es decir de la sección ( S ) y la longitud ( l ).

- La temperatura ( T ), a mayor T, mayor R.

R = l / S

La unidad de la Resistencia Eléctrica es el Ohmio.

8.

9. 2.5 LEY DE OHM

La corriente en una parte del circuito es directamente proporcional a la tensión en ella e

inversamente proporcional a su resistencia.

I = V / R

10.

Donde: I : Intensidad eléctrica

V: Tensión eléctrica

R: Resistencia eléctrica

11. 2.6 INDUCTANCIA ELÉCTRICA

Un conductor recto tiene una inductancia relativamente pequeña, pero si el mismo se

enrolla en forma de bobina su inductancia aumenta y al mismo tiempo aumenta la

resistencia.

Por otra parte, si aumenta la frecuencia (f) de la corriente, la resistencia inductiva también

aumenta.

La unidad de la Inductancia Eléctrica (L) es el Henrio (H).

Resistencia inductiva (en Ohmios):

XL = 2 f L



162

12. 2.7 CAPACITANCIA ELÉCTRICA

Un condensador o capacitancia consta de dos láminas conductoras separadas por un

material dieléctrico.

El condensador de modo semejante a la resistencia y a la bobina, ofrece resistencia a la

corriente alterna, pero diferente a las corrientes de distintas frecuencias (f).

La unidad de la capacitancia eléctrica (C) es el Faradio (F).

Resistencia capacitiva (en Ohmios):

XC = 1 / 2 f C

13. 2.8 IMPEDANCIA ELECTRICA

Z = ( R2 + X

2 )

1/2

14.

15. 2.9 POTENCIA ACTIVA ( P )

Es la potencia útil, capaz de producir calor o trabajo, la que se aprovecha en forma efectiva

en un aparato calefactor, en un motor, etc.

De manera general: P = V . I

En corriente alterna las ecuaciones que se aplican son:

Sistema monofásico: P = V.I. cos

Sistema trifásico: cos3 IVP

Donde es el ángulo de desfasaje entre la tensión y la corriente.

16.

17. 2.10 POTENCIA REACTIVA ( Q )

Es la potencia necesaria para establecer el campo magnético en las máquinas eléctricas

construidas con elementos inductivos.



163

Las ecuaciones que se aplican son:

Sistema monofásico: Q = V.I. sen

Sistema trifásico: senIVQ 3

18.

19. 2.11 POTENCIA APARENTE ( S )

Es la suma fasorial de las potencias activa y reactiva.

S = ( P2 + Q

2 )

1/2

Sistema monofásico: S = V.I

Sistema trifásico: IVS 3

2.12. ELEMENTOS LINEALES

En los circuitos eléctricos se tienen los siguientes elementos:

Elementos resistivos

Resistivo : R en Ohmios

Elementos reactivos

Capacitivo : XC = 1 / 2 f C en Ohmios

Inductivo : XL = 2 f L en Ohmios

f - frecuencia

C - capacitancia

L - inductancia

Tipos y Fuentes de Corriente

Continua.- Pilas convencionales, baterías, generadores de corriente continua.



164

Alterna.- Generadores síncronos de las centrales eléctricas, las mismas que pueden ser

hidráulicas, térmicas, eólicas,

2.13 PRINCIPALES RELACIONES :

Potencia en C.C.: P = I.V

Potencia en C.A.:

- Monofásico: P = I.V. cos

- Trifásico:

Pot. Activa P = 1.73 I.V. cos

Pot. Reactiva Q = 1.73 I.V. sen

Pot. Aparente: )( 22 QPS

S

Q

S (VA)

P (WATT)

Q (VAr)

P

Fig. I.2.1

2.14 CONSUMOS LINEALES

Los consumos lineales se clasifican como:



165

Resistivos : planchas, termas, lámparas incandescentes

Fig. I.2.2

Inductivos : motores, lámparas fluorescentes,

Fig. I.2.3

+

-

I

R

V,I

V

t

I

x

V,I

V

t

Período

Vm



166

Capacitivos : condensadores.

Fig. I.2.4

2.15 CONSUMOS NO LINEALES

- Equipos basados en dispositivos de la electrónica de potencia, como diodos,

transistores, tiristores.

- Computadoras

- Sistemas de control

- Artefactos electrodomésticos

- Sistemas de regulación

- Generan armónicos en la red eléctrica.

2.16 EFECTOS DE LA DISTORSIÓN ARMÓNICA

- En transformadores: sobre calentamiento si el factor K es elevado (superior a 2.7) y la carga es superior a 90% de la nominal.

- En condensadores: se queman si la corriente que circula por el banco es superior a

1.3 veces su corriente nominal.

RV

C

I

V V

t

V,I



167

- En motores: sobre calentamiento y vibraciones excesivas si la distorsión de tensión

es superior al 5%.

- En cables: sobre calentamiento si el valor eficaz de la corriente es superior al que

soporta el cable.

- En equipos de cómputo: pérdida de datos y daños en componentes electrónicos

debido a que la tensión máxima es superior al nominal.

Fig. I.2.5

2.17 DESCOMPOSICIÓN DE ONDAS

Ondas reales originales

Corriente en la Carga

I

Tensión en la

Carga

Vcarga

RV

X

I Vred

Tensión de la red



168

Onda fundamental

Armónicos 3 y 5

Fundamental + armónicos

Fig. I.2.6

2.18 FLICKER

El Flicker es una sensación fisiológica producidas por perturbaciones eléctricas. Las

variaciones de la intensidad en la iluminación producen una sensación molesta a la vista

(excepto cuando se busca ese efecto, por ejemplo en las discotecas).

El Flicker es producido por las fluctuaciones de voltaje: las variaciones cíclicas del valor

eficaz, los cambios aleatorios, y los cambios de voltaje momentáneos.

Los cambios bruscos de carga (Flicker) ocasionado por algunos aparatos con perfil de

carga interrumpido pueden ser en forma más o menos regular y van a variar la tensión de

la red de un nivel a otro. Estas variaciones pueden ser también aleatorias y muy rápidas

I 3 m

I 5 m

I 1 m



169

(por ejemplo, equipos que usan el efecto de arco - máquinas de soldar, hornos de arco).

La regulación de tensión que repone el nivel de tensión, luego de un intervalo de tiempo

no elimina el Flicker.

El daño causado por el efecto Flicker (oscilaciones) es deteriorar la calidad de la tensión,

sin embargo la mayoría de equipos que tienen una constante de tiempo propia

considerable no perciben este cambio. El efecto Flicker tiene una mayor influencia en la

iluminación, cuando la variación del flujo luminoso de las lámparas causa cansancio en la

visión.

Las continuas variaciones del flujo luminoso, que crean una considerable molestia, no

dependen de la forma de la variación (senoidal, rectangular, etc.) sino de la frecuencia de

repetición de las variaciones; por lo tanto se pueden sacar conclusiones de un análisis a

las variaciones senoidales.

Las variaciones en la iluminación con frecuencias de 100 Hz en lámparas alimentadas

con corrientes de frecuencia 50 Hz no son notados por el ojo. Si la frecuencia de los

cambios de luminancia disminuyen, entonces los ojos se hacen más sensibles, tan pronto

su amplitud supere un determinado pico, este pico disminuye y pasa por un mínimo a una

frecuencia cercana a los 20 Hz y luego nuevamente aumenta.

El mínimo corresponde a una tensión senoidal con frecuencia 10 Hz y una amplitud

relativa igual a 0.3 %. De esta forma se pueden construir curvas de datos iguales,

similares a una curva punta.

El daño ocasionado por el Flicker se mide con ayuda de un instrumento llamado Flicker

meter, que es un filtro lineal cuya curva de daño es una curva del conjunto lámpara - ojo.

A la salida de este filtro la tensión se mide con un voltímetro que consta de un contador

que envía impulsos cuya cantidad en un minuto se imprime en una cinta de papel; de tal

manera que la magnitud A se mide en porcentaje al cuadrado por minuto.

Nota: Aunque se logra, como se menciona, detectar Flicker de tensión de magnitud 0.3%,

el daño se detecta sólo cuando el Flicker alcanza magnitudes considerablemente mayores.

En caso general se asume que la punta del daño alcanza 1-1.5 % para fenómenos lentos y

prolongados y magnitudes mayores para fenómenos rápidos.

Para la medición de Flickers y su predicción se requiere de indicadores estadísticos de

Flicker, como el índice Pst que es la probabilidad a corto plazo (Probability Short Term)

calculada sobre un intervalo de 10 minutos y el Plt que es la probabilidad a largo plazo

calculado cada 2 horas , y deducidas de 12 valores sucesivos de Pst., ya que las fuentes de

Flicker pueden presentar ciclos de operación cortos o largos.

El índice Pst es obtenido a partir de la densidad de probabilidad de los valores de

sensación instantánea del Flicker (Cumulative Probability Function), es decir la

clasificación final y la evaluación estadística del medidor de Flicker da el Pst



170

El Pst se trata de una cifra sin dimensión. El valor de referencia Pst = 1 corresponde al

umbral de irritabilidad (límite de Flicker a no sobrepasar a fin de no molestar a la

persona). La curva Pst = 1 ha sido establecido para las variaciones rectangulares de la

tensión, normalmente el caso más severo.

Existen gráficas de corrección para formas de onda no rectangulares. Cuando las

variaciones de voltaje no tienen una forma de onda característica (como por ejemplo los

hornos de arco), no es posible utilizar métodos simples, para ello es necesario efectuar

una evaluación estadística, para lo cual se debe tener en cuenta las siguientes

consideraciones generales:

- La duración de la campaña de mediciones en sitios industriales debe durar como

mínimo una semana.

- El lugar de la medición debe realizarse en el punto de acoplamiento.

- Se debe calcular el Coeficiente de Propagación de Flicker hacia las redes adyacentes,

especialmente de Baja Tensión (más de un medidor de Flicker).

- Si la fuente de perturbación es trifásica se necesitan mediciones trifásicas.

Para determinar una fuente de Flicker se debe seguir el siguiente procedimiento:

- Medición comparativa con perturbador activo e inactivo

Psti = (Pst activo)3 – (Pst inactivo)

31/3

Nota: Cuando las características de la red cambian con el tiempo esta medición puede tomar

bastante tiempo.

- Correlación entre las diferentes variables eléctricas

- Medición directa con el método diferencial

3. UNIDADES DE MEDIDA DE ILUMINACIÓN

3.1. FLUJO LUMINOSO

Es la magnitud característica de un flujo energético que expresa su capacidad para producir

una sensación luminosa, medida según los valores de la curva de eficiencia luminosa

espectral del ojo humano patrón.



171

Por consiguiente, el flujo luminoso (F) de una fuente que radia una cantidad de energía de

una longitud de onda por unidad de tiempo, es dicha cantidad (Fel), afectada por el valor de

eficacia Vl, correspondiente a esa longitud de onda, es decir:

F = Fel.Vl

La unidad del flujo luminoso es el lumen (lm).

3.2. RENDIMIENTO LUMINOSO

Para una fuente luminosa destinada a la iluminación, es decir a la percepción visual, su

rendimiento luminoso K, será la relación entre el flujo luminoso y la potencia consumida

para producir ese flujo, y se expresara en lúmenes/watt (lm/W).

Así por ejemplo, una lámpara estándar de incandescencia de 100 W a 220 V, con flujo

luminoso de 1,400 lm posee un rendimiento luminoso de 14 lm/W, es decir:

K = F/P

F= Flujo luminoso (lm)

P= Potencia de la fuente de luz (W)

Comprobamos así que el rendimiento luminoso de las lámparas incandescentes es muy

pequeño. Cuando la tensión de red es más baja que la nominal, la emisión se desplaza

hacia las ondas largas del espectro (rojo) y el rendimiento todavía es menor.

El rendimiento de los tubos fluorescentes es muy superior y mucho mas aún el de las

lámparas de descarga en vapor de sodio de baja presión, debido a que su emisión se realiza

en la zona central del espectro visible.

3.3 ILUMINANCIA

Es muy importante conocer el flujo luminoso que recibe la superficie a iluminar. Se conoce

como iluminancia E en un punto de una superficie, a la cantidad de flujo luminoso F que

incide sobre una superficie S infinitamente pequeña que contiene a dicho punto, es decir:

E = F/S

La unidad de la iluminancia es el lux (lx), que se define como la iluminancia de una

superficie de un metro cuadrado, que recibe un flujo luminoso de un lumen uniformemente

repartido,



172

1 lx = 1 lm / 1 m2

3.4 INTENSIDAD LUMINOSA

Se conoce como intensidad luminosa (l), a la cantidad de flujo luminoso F emitido por una

fuente puntual o, por unidad de ángulo sólido , es decir:

1 cd = 1 lm

1 sr

La unidad de intensidad luminosa es la candela (cd).

3.5 COLOR

El termino "color" describe un desequilibrio de la energía radiante visible que llega al ojo,

de las fuentes de luz o de los objetos, es decir con desviaciones respecto a un valor medio

en cada una de las longitudes de onda, lo que da lugar a innumerables combinaciones.

3.6 TEMPERATURA DE COLOR

Todos los objetos emiten luz si se calientan a una temperatura suficientemente elevada

cambiando su color con el valor de esta. Según la ley del cuerpo negro, la distribución de

la radiación térmica es función para definir la temperatura y del valor límite de aquella.

Esta ley puede emplearse para la temperatura de color relativa de cualquier objeto calentado.

La temperatura de color, aplicada a las fuentes de luz, se refiere a la temperatura absoluta

en grados kelvin, de un cuerpo negro o radiador completo, que iguale a la de la fuente en

cuestión. Un cuerpo es negro a la temperatura normal, rojo a 800º K, amarillo a 3,000º K,

blanco a 5,000º K, azul claro a 8,000 ºK y azul brillante a 60,000ºK. Las lámparas de

alumbrado de tungsteno de alumbrado general tienen, por ejemplo, una temperatura de

color de 2,600 a 3,000º K.

Técnicamente, la "temperatura de color" puede emplearse solamente para fuentes

incandescentes, representando tanto el grado de blancura como la composición espectral de

la fuente. Sin embargo, se emplea el término "temperatura de color aparente o

correlacionada" para traducir la blancura de lámparas fluorescentes, lámparas de vapor de

mercurio, etc.



173

3.7 ÍNDICE DE RENDIMIENTO EN COLOR.

La interpretación de la capacidad del rendimiento en color de las fuentes luminosas no ha

sido suficientemente establecida y aceptada. Sin embargo existe desde 1,965 un standard,

el índice de rendimiento en color, adoptado como partida para el establecimiento de unas

bases uniformes para determinar la capacidad de rendimiento en color de las fuentes

luminosas.

El índice de rendimiento en color es un concepto que contiene dos dimensiones. En la

primera se establece la temperatura de color aparente o real de la fuente, (gráfico de

cromaticidad CIE). Si su temperatura de color es como máximo 5,000ºK, se toma como

fuente de referencia el radiador de Planck de temperatura de color más próxima; si es

superior a 5,000º K, se toma la fuente de luz de día reconstituida más próxima.

Por otra parte, es necesario comparar la fuente luminosa con la fuente de referencia,

traduciéndola en un factor que representa en porcentaje, cuan estrechamente iguala, en

capacidad de rendimiento, la primera a la segunda. Para ello se emplea una escala

arbitraria, en que la fuente de referencia vale 100 y la lámpara fluorescente blanca cálida,

50.

Hay que señalar como ventaja del índice de rendimiento en color, el que da una

información suficientemente significativa sobre la capacidad de rendimiento en color de

las lámparas con vistas a su empleo, aunque presente ciertas limitaciones.



174

CAPÍTULO I.3:

MEDICIÓN E INSTRUMENTACIÓN

1. MEDICIONES ELÉCTRICAS

1.1. OBJETIVOS

- Decidir el nivel de instrumentación requerido para efectuar diagnósticos energéticos.

- Identificar algunos de los instrumentos más conocidos y empleados en diagnósticos

energéticos.

- Determinar la función, ubicación y mantenimiento de instrumentos.

- Valorar la importancia de la verificación y calibración de los instrumentos de

medición, así como las consecuencias de descuidar estos aspectos.

- Determinar el mejor orden de las mediciones y seleccionar la información que es útil y

válida.

- Seleccionar la instrumentación para cada aplicación.

1.2. CONCEPTOS GENERALES

A. Medición

Proceso de reconocimiento que se reduce a la comparación, mediante un experimento

físico, de una magnitud dada con un valor de esta magnitud elegida como unidad.

En un diagnóstico energético, la medición es un concepto que permite, mediante la

instrumentación adecuada, experiencia, buen criterio, programa, análisis, coordinación y

planeación apropiada, dar seguimiento al flujo y distribución de energía en su proceso de

transformación y establecer un balance en cada etapa y en cualquier tiempo.



175

B. Teoría de errores

a. Error

a) La diferencia entre un valor que se obtiene de una medición y el "valor verdadero". En

la mayoría de los casos dicho valor verdadero es desconocido.

b) La incertidumbre estimada de un valor medido o calculado (desviación tipo standard,

desviación promedio, etc.).

La especificación completa del fabricante permite evaluar la incertidumbre total de una

medición o de la calibración de un instrumento.

b. Discrepancia

Diferencia que existe entre 2 valores correspondientes a 2 mediciones distintas, a dos

resultados diferentes, de un mismo valor medido. La "respetabilidad" es la diferencia de

una medición a otra, o al promedio de una serie de valores cuando la medición es

reproducida.

c. Exactitud

Proximidad de una medición al "valor real". Es la desviación del valor medido al valor de

un patrón de referencia tomado como verdadero.

Las especificaciones son una descripción escrita de las potencialidades de un

instrumento, señalan objetiva y cuantitativamente lo que el instrumento puede o no hacer.

Las especificaciones de un instrumento se componen de tres partes básicas:

Entrada o Salida : declarada como ± (% de entrada o salida + número de

dígitos).

Intervalo de medición : en %.

Nivel o Umbral de Ruido : declarado en las unidades de medición.

C. Errores de medición

Sistemáticos: invariablemente, tienen la misma magnitud y signo, bajo las mismas

condiciones.

Teóricos: de conocimiento o imperfecciones en el método de medida.

Instrumentales: propios de la construcción del instrumento o ajuste de los mismos.



176

Ambientales : variación de temperatura, presión o humedad atmosférica, etc.

Personales: pueden deberse a limitaciones físicas del observador, estado anímico,

fenómeno de paralelaje.

Residuales: se presenta sorpresivamente y a veces se desconoce la causa, y magnitud.

Imposible de reducirlos y peor aún de eliminarlos.

Tratamiento de Datos

a) Error Absoluto d = Vmedido - Vreal esperado

b) Error relativo E = d / Vreal

c) Error Porcentual E(%) = E x 100

D. Precisión en instrumentos industriales

La exactitud de las mediciones dependen en gran parte de una buena aproximación que

den los instrumentos; sin embargo, estos tienen sus propios consumos que hacen que las

mediciones difieran de los valores reales, para determinar el grado de error inherente al

propio instrumento se define un parámetro denominado Clase de Precisión. En principio

el instrumento debe contar con un rango de medición apropiado.

La desviación del instrumento deberá darse en el manual de instrucciones, es con

frecuencia expresada en % de lectura máxima.

1.3. MÉTODOS DE MEDICIÓN

Es recomendable que las mediciones deban ser directas y cuando no sea posible o por

conveniencia sea indirecta.

Diferentes métodos de medición pueden ser usados dependiendo de las características y

propiedades del proceso que existan para ser medidas, y del tiempo disponible para

ejecutar las mediciones.

Los métodos de medición pueden clasificarse en:

- Método Estacionario: Cuando existen instrumentos de medición permanentes o fijos.

- Método Manual: Cuando se utilizan instrumentos de medición manuales portátiles.

Independientemente de determinar el número y localización de instrumentos de instalación

permanente, deben seleccionarse los instrumentos portátiles que puedan requerirse para el



177

diagnóstico. En muchos casos, uno sólo de éstos puede económicamente sustituir a varios

instrumentos en diferentes localizaciones y puntos de medición de la misma índole.

Algunas sugerencias para seleccionar equipos o sistemas de medición:

a. Determinar las mediciones físicas más apropiadas que serán base para calcular cada flujo

de energía.

b. Seleccionar tentativamente los tipos de elementos primarios requeridos.

c. Decidir cómo se van a usar los resultados de cada evaluación de flujo de energía, como

base del análisis, de la interpretación y de apoyos para el diagnóstico.

d. Determinar cómo se presentarán y que acciones dependerán de su análisis.

2. TIPOS DE INSTRUMENTOS

Entre los instrumentos de medición se distinguen los elementos de entrada y los de salida;

a los que se deben de adaptar los elementos de campo directamente o a través de las

oportunas conversiones. Estos elementos pueden ser de:

- Entrada analógica - Salida analógica

- Entrada digital - Salida digital

Cada una de las anteriores pueden ser, según la aplicación, de diferente construcción y

cometido; entre los más comunes se pueden mencionar los siguientes:

A. ELEMENTOS DE ENTRADA

Digitales Analógicas

Termostatos

Presostatos

Alarmas

Niveles

Contactos de acción

Sondas de temperatura

Sondas de caudal

Sondas de humedad

Conversión de medidas

(neumáticas – eléctricas)

B. ELEMENTOS DE SALIDA

Digitales Analógicas



178

Activación de relés

Activación de contactores

Activación de señalizadores

Disparo de dispositivos de seguridad

Salidas de amperaje

Salidas de voltaje

Regulación de válvulas

Regulación de compuertas

2.1. PROCESO DE MEDICIÓN

X Y

X – Variable que se mide.

Y – Señal acondicionada para procesar por el mecanismo de medición.

- Desplazamiento angular, indica el resultado.

2.2. INSTRUMENTOS ANALÓGICOS

- Sensan en forma continua la señal eléctrica.

- La continuidad permite respuesta análoga.

- La magnitud de salida representa el tamaño de la variable medida.

- Dispositivo de lectura - escala numérica.

- En la industria, en C.A. es importante:

a. Frecuencia.

b. Tipo de medición requerida: valores eficaz, media o pico de la señal a medir.

2.3. MEDICIÓN ANALÓGICA DIRECTA

Mecanismo de

medición

Dispositivo de

lectura

Circuito de

medición

Error

Zona Muerta



179

Fig. I.3.1

2.4. MEDIDORES DIGITALES

Muestran la señal eléctrica a intervalos regulares de tiempo.

El valor que está siendo muestreado se convierte en un número.

Fig. I.3.2

a. Aplicaciones

- En celdas de medición con representación alfanumérica.

- Como una etapa inicial en un proceso de expansión y modernización.

- Como instrumentos registradores.

b. Ventajas

- Reducción en el error de la lectura humana.

- Mayor rapidez en la lectura del valor medido.

- No hay errores de paralelaje.

10.5 kV

185.7 A

V

S

T

R



180

c. Desventajas

- Alto costo inicial, sensibles a variaciones de V y T.

d. Principio de funcionamiento

- Requieren un tratamiento previo de la señal.

- Conversión de señal analógica a señal digital.

Convertidor A/D

Entrada Señal

analógica digital

2.5. CONVERSOR

Contador

Pantalla

Convertidor

analógico/

digital



181

Fig. I.3.3

2.6. REGISTRADORES

- Instrumentos de medición usados para un período de medición. Almacena datos.

- Tipos: analógicos o digitales.

- Almacenamiento: cintas gráficas, dispositivos de memoria para PC.

- Variables que se miden: eléctricas y no eléctricas (Tº, Presión, etc).

- Uso industrial

- Analizador de redes eléctricas.

3. PARÁMETROS ELÉCTRICOS E INSTRUMENTOS

Los principales parámetros eléctricos a medir en una auditoría energética son:

Muestreo y

Retención

Convertidor

Analógico/Digital

Conversor Análogo Digital

Entrada

Analógica

Retención

Muestreo

Salida

Digital



182

3.1. AMPERAJE

Es la medida del flujo de electrones por un conductor.

Se mide utilizando un AMPERÍMETRO, en diversos tipos siendo los más comunes:

A. Amperímetro de Gancho o Pinza.

Es un instrumento portátil que da una lectura directa de la corriente a través del conductor.

B. Registrador de corriente.

De operación similar, pero suministra una presentación gráfica del amperaje en el circuito

a través de un período de tiempo.

Ambos amperímetros consisten en un transductor de corriente (el toroide) que es conectado

al panel del dispositivo. El transductor se selecciona de acuerdo a la magnitud de la

corriente a ser medida. Para sistemas polifásicos es útil medir amperaje en todas las fases

para determinar los desbalances.

¡Atención!: Hay que tener cuidado de no utilizar el transductor de corriente en un

conductor eléctrico desnudo. Use guantes de protección.

3.2. VOLTAJE

Es la medida de la fuerza que mueve a los electrones y es generalmente constante.

Se mide utilizando el VOLTÍMETRO.

El instrumento se utiliza conectando los terminales al conductor (no al aislamiento) bajo

estudio. El voltaje se lee directamente de la escala adecuada del instrumento.

¡Atención!: Hay que tener cuidado con los conductores desnudos para evitar un choque

eléctrico. Use guantes de protección.

3.3. POTENCIA

Para determinar la potencia consumida por el circuito se utiliza el VATÍMETRO. La

potencia también puede determinarse indirectamente, dado que la potencia aparente es

igual al producto de la corriente por el voltaje y por la raíz cuadrada del número de fases en

el sistema.



183

Es común el VATÍMETRO DE PINZAS el cual consiste en tres terminales con pinzas

(uno de los cuales viene marcado), un transductor de corriente y un panel.

También hay disponibles REGISTRADORES GRÁFICOS DE POTENCIA.

3.4. FACTOR DE POTENCIA

Es el cociente entre los valores de potencia activa y potencia aparente.

Se mide mediante el COSFÍMETRO, el cual físicamente es similar al vatímetro.

El instrumento se halla incorrectamente conectado, si la aguja deflecta en la dirección

equivocada cuando es activada; si esto sucede, intercambie los terminales.

Cuando se presenta un gran desbalance en la corriente de fase, deben hacerse mediciones

adicionales del factor de potencia para cada fase; el factor de potencia en el sistema

trifásico se computa tomando el promedio de éste en relación con la corriente de fase:

fp = (A1 * fp1) + (A2 * fp2) + (A3 * fp3)

A1 + A2 + A3

donde:

A = amperaje de cada fase

fp = factor de potencia de cada fase

3.5. MEDICIÓN DE ENERGÍA

El consumo de energía eléctrica es sumamente importante determinarlo porque esta

relación directa a la factura eléctrica é incide en los costos de operación de la planta.

La cuantificación normalmente se efectúa mediante los respectivos contadores de energía.

3.6. CONTADOR DE ENERGÍA

Un contador de energía en realidad es un vatímetro giratorio provisto de un dispositivo

integrador - numerador, dada la gran importancia y la extensión mundial de las redes de

corriente alterna, la mayor parte de los medidores que se usan son basados en el sistema de

motor de inducción, los cuales pueden adaptarse para medir por separado varios tipos de

energía que influye en la tarifa.

Características de un contador



184

Fig. I.3.4

(l) Bobina voltimétrica; (2) Circuito magnético; (3) Flujo voltimétrico;

(4) Flujo amperimétrico; (5) Disco; (6) Bobina amperimétrica; (7) Circuito magnético.

Las partes principales de un contador de energía son :

- El sistema motriz.

- El sistema de frenado, los cuales actúan sobre el mismo rotor.

- El numerador integrador, que traduce las revoluciones efectuadas por el rotor durante un

determinado tiempo, a la cantidad de unidades de energía consumida.

3.7. ANALIZADORES DE REDES ELÉCTRICAS DEL TIPO ELECTRÓNICO

Son los equipos más adecuados para la ejecución de las Auditorías Energéticas y las

medición de energía activa y reactiva, así como de las diversas variables eléctricas.

Constituyen una herramienta para obtener estos datos, y cuentan con el complemento

informatizado, mediante un software apropiado y permiten un análisis del estado operativo

de los equipos, poniendo en relieve la deficiencia en el consumo de energía.

U

1

2

34

5

6

7



185

La instalación se puede hacer:

- En paralelo con los equipos de medida.

- En los secundarios (menos de 600 V de los transformadores de potencia).

El objetivo principal de estas mediciones será conocer en algunos casos la demanda total y

el diagrama de carga de la planta; en otros, conocer el consumo por áreas específicas

relacionadas con la producción y se determinará las condiciones operativas de los

principales equipos.

3.8. TRANSFORMADORES DE MEDICIÓN

Se denominan transformadores de medición a los utilizados para la alimentación de los

circuitos de medición, los transformadores de medición sirven para las siguientes

finalidades :

1) Permiten medir altas tensiones y altas intensidades con instrumentos de bajo alcance.

2) Separan eléctricamente el circuito controlado de los equipos de medición.

3) Hacen posible la ubicación de los equipos a distancia de los circuitos controlados, esto

evita la influencia de campos magnéticos externos en el funcionamiento de los equipos,

aumenta la seguridad del personal y permite la ubicación de los instrumentos en lugares

convenientes.

Los transformadores de medición se dividen en dos :

- Transformadores de intensidad.

- Transformadores de tensión.

En el Cuadro siguiente se presenta una relación de los principales parámetros, equipos y

accesorios utilizados.

MEDICIONES ELÉCTRICAS

20. PARÁMETROS 21. UNIDADES EQUIPOS ACCESORIOS

OPCIONALES

TENSIÓN V, kV, MV Voltímetro Transformadores de

tensión PTs



186

INTENSIDAD A, kA, MA Amperímetro Transformadores de

corriente CTs

RESISTENCIA Ohmio, Mohm Ohmímetro, Megóhmetro

FACTOR DE POTENCIA Cosfímetros CTs y PTs.

POTENCIA ACTIVA W, kW, MW Vatímetros CTs y PTs.

POTENCIA REACTIVA VAR, Kvar, MVAR Varómetros CTs y PTs.

ENERGÍA ACTIVA Wh, KWh, MWh Contador de E.A. CTs y PTs.

ENERGÍA REACTIVA VARh, kVARh Contador del E.R. CTs y PTs.

FRECUENCIA Hz, C/seg Frecuencímentos PTs

MÁXIMA DEMANDA KW, MW Maxímetros CTs y PTs.

ILUMINACIÓN Lux Luxómetros

3.9. VOLTÍMETRO ELECTRÓNICO

Fig. I.3.5

3.10. AMPERÍMETRO DE CD DE “SHUNT”

v

Elementos móviles

del medidor

Batería

Circuito

Electrónico



187

Fig. I.3.6

3.11. AMPERÍMETRO DE CA (CT)

Fig. I.3.7

Elementos móviles del

Medidor

Resistencia ó "Shunt"

paralela

Carga

Medidor indicador

Resistencia

de Shunt

Transformador de

Corriente (CT)

Circuito

Rectificador

carga



188

3.12. MEDICIÓN CON DISPOSITIVOS AUXILIARES

- Uso de transformador de corriente: Reducir la alta corriente a valores admisibles para

el instrumento.

- Uso de transformador de tensión: Idem para el voltaje

Fig. I.3.8

3.13. CONFIGURACIÓN DEL MEDIDOR DE ENERGÍA

1 2 3 4 5 6 7 8

R

S

T

Ir It

Medidor trif ásico de Energía

Bobina de tensión

Bobina de corriente

W

S

T

R



189

Fig. I.3.9

3.14. APLICACIONES DEL TRANSFORMADOR Y CONEXIONES AL MEDIDOR

Fig. I.3.10

3.15. CONEXIÓN DE ANALIZADOR DE ENERGÍA Y MÁXIMA DEMANDA EN

PARALELO CON CONTADOR DE ENERGÍA DE EMPRESA ELÉCTRICA

(MEDICIÓN EN MEDIA Y ALTA TENSIÓN)

2

4

7

1

2

3

4

Transformador de

corriente

Transformador

de potencia



190

Fig. I.3.11

T.T. : Transformador de tensión

T.C. : Transformador de corriente P.C. : Pinza y transductor de corriente del analizador de potencia y energía

CAPÍTULO I.4:

PARÁMETROS ELÉCTRICOS DE CONTROL

1. DEMANDA DE POTENCIA

Es la potencia consumida por la planta en un período de tiempo el cual varía de acuerdo a

las características específicas de la planta.

a. ¿ Porqué se registra la demanda?

- Para conocer el impacto de su costo sobre los costos de producción.

- Evaluar la expansión de los sistemas industriales .

- Para efectos de programar producción y su efectos en la tarifa.

- Identificar cargas que inciden en la demanda pico.

- Determinar las horas de menor demanda.

b. ¿ Porqué se controla la demanda?

Para optimizar los gastos de producción.

S

T

R

T.T

T.T

T.C.

T.C.

P.C.

P.C.

CONTADOR DE ENERGÍA

ELÉCTRICA

ANALIZADOR DE POTENCIA

Y ENERGÍA

INGRESO DE SEÑALES DE

CORRIENTE Y TENSIÓN

AL ANALIZADOR

COMUNICACION DIRECTA VÍA MODEM CON

SEÑALES PROCESADAS DE V,I,KW,KVAR,

KWh,F.P



191

Las empresas concesionarias tienen tarifas mayores en las horas punta, esto obliga a

controlar la máxima en horas punta (18 - 23 h.), para reducir los altos gastos por este

concepto.

Analizar los consumos específicos de un proceso, de un producto, etc.

Para evitar uno de los siguientes problemas:

- Superposición operativo de máquinas.

- Arranques frecuentes de motores en período de máxima demanda.

- Programar la conexión de cargas para operar en horas punta.

Pero se debe considerar que las medidas a implementar no perjudiquen la producción ni la

productividad de la empresa.

Teniendo en consideración este criterio se puede reducir los costos:

- Estableciendo programas de operación de cargas en procesos.

- Implementando control automático de máxima demanda.

- Aplicando equipos más eficientes.

En el caso de la potencia reactiva, se requiere además controlar este parámetro para efectos

de la compensación reactiva y las medidas de control.

2. INSTRUMENTOS APLICADOS EN LA MEDICIÓN Y

CONTROL

2.1. CARACTERÍSTICAS FUNCIONALES

Los instrumentos tienen por función principal determinar el valor o el tamaño de alguna

cantidad. La acción de determinar tales cantidades se conoce como medida.

2.2. DISEÑO DEL INSTRUMENTO:

- Instrumentos Indicadores.- El valor de la medida se visualiza por la posición de una

aguja en la escala, y/o dígitos.

- Instrumentos Registradores.- El valor de la cantidad medida se registra en una gráfica.

Escala.- Es la matriz de marcas.

- Longitud de escala



192

- Intervalo de escala

Margen.- Límites entre los que se puede realizar una lectura.

Espacio muerto.- Es el margen de valores de la cantidad medida para los cuales no se obtiene

lectura.

Amortiguación.- Cuando la amplitud de las oscilaciones del indicador se reducen

progresivamente o se anulan completamente.

Frecuencia de muestreo.- Toma de muestras a intervalos regulares de la cantidad que está

siendo medida.

2.3. SENSIBILIDAD Y PRECISIÓN:

Sensibilidad.- La sensibilidad de un instrumento se define como:

Sensibilidad = Cambio en la lectura de escala del instrumento

Cambio en la cantidad medida

Por ejemplo: un puente, esta definición se expresa en términos de cambio en la salida

resultante de una variación a la entrada.

Sensibilidad = Cambio en la salida

Cambio en la entrada

Resolución.- Es el menor cambio en la cantidad medida. También llamado discrimi-nación

de un instrumento.

Precisión.- Es la magnitud en que la lectura dada puede ser mala, es decir, la magnitud en

que difiere la lectura del valor real. El valor real es el indicado por el mejor

medidor patrón. La precisión se expresa en porcentaje o en rangos específicos

muy pequeños.

Error.- Es la diferencia entre el resultado de la medida y el valor verdadero o real.

Error = Valor medido - Valor real

Sesgo.- Es el error constante que existe para el margen completo de sus medidas.



193

Error de Histéresis.- Sucede como resultado de cosas tales como el rozamiento de

cojinetes y movimiento lento de engranajes del instrumento.

Error de histéresis máximo

Histéresis = x 100%

Desviación a fondo de escala

Fiabilidad. - Probabilidad de que este operará de acuerdo con un nivel de prestaciones

bajo las condiciones específicas para su uso.

Repetibilidad.- Si se toman repetidas tomas del mismo valor de la cantidad que está

siendo medida, el instrumento podría mostrar la misma lectura.

Además de los términos de especificaciones generales, hay otros términos específicos

utilizados como son:

- Dimensiones y peso.

- Temperatura de funcionamiento.

- Impedancia de salida.

- Potencia de entrada.

- Relación señal / ruido.

- Tiempo de respuesta.

- Ancho de banda.

3. PRINCIPALES EQUIPOS PARA MEDICIÓN Y CONTROL

3.1. INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN

Entre los instrumentos de mayor aplicación en la industria para las operaciones,

mantenimiento y operación se tienen:

- Multitester .- Instrumento portátil de gran uso por el personal de O&M.

- Wattímetro.- En celdas de medición, tableros, y aplicaciones puntuales.

- Voltímetro.- En celdas de medición.

- Amperímetro- En celdas de medición.



194

- Cosfímetro.- En tableros generales.

- Tacómetro.- En aplicaciones puntuales.

- Luxómetro.- Para calidad de alumbrado.

Entre los equipos más sofisticados para medición de demanda y calidad de

energía se tienen:

- El analizador de armónicos.- En aplicaciones de calidad de energía

- El flicker meter (flickermetro).- Mide la magnitud de sensación de FLICKER a

través de análisis estadístico para obtener indicadores de severidad de Flicker de corto

y largo plazo tales como: CPF, P50%s, P10%s, P3%s, P1%s, P0%s, Pmax, Pst, Plt con

frecuencias de ingreso 50 - 60 Hz.

- El analizador de transitorios.- En sistemas de potencia.

- Registrador de eventos.- Para registro de interrupciones.

3.2. INSTRUMENTOS REGISTRADORES PARA CONTROL DE DEMANDA

Registradores analógicos.- Cuentan como dispositivo de salida una cinta gráfica, el

mismo que para su análisis requiere ser transcrito, observando los niveles de escala

utilizado, la temporización del registro entre otros.

Registradores digitales.- Tienen como dispositivo de salida una pantalla digital que

muestra los valores de medición y cuenta con opción gráfica y opción de registro en

memoria, cuya autonomía de registro depende de la capacidad en bytes de memoria y del

período de integración.

Otro método importante de registro, tanto para entradas analógicas como digitales, incluye

la utilización de discos o cintas magnéticas.

3.3. EQUIPOS ANALIZADORES DE ONDA PARA CALIDAD DE ENERGÍA

Los equipos analizadores de armónicos en su totalidad son del tipo digital, las que en

general despliegan en pantalla las formas de onda, el valor de la amplitud de la onda

fundamental y de cada armónica, el valor efectivo, el valor máximo y la distorsión total.



195

4. ESTANDARES DE CALIDAD PARA DISEÑO Y FABRICACIÓN

4.1. DISEÑO

El estándar electrotécnico para las especificaciones son: la International Electrotechnical

Comission (IEC) IEC 50 parte 301, 302 y 303, a nivel de Europa el Comité Europeo de

Estandarización (CEN), en Inglaterra la British Standard Institution (BSI), en Estados

Unidos la IEEE respecto a la instrumentación se tienen IEEE l00 y 885, NEMA entre

otros.

En el país se aplica generalmente las normas IEC y las normas IEEE.

4.2. FABRICACIÓN

La guía de calidad para los alcances entre cliente y proveedor se especifican por ISO 9000-

9004 y las normas europeas EN 29000 y 29004.

- Los suministradores deben establecer y mantener sistemas efectivos, económicos y

demostrables, para asegurar que los materiales o servicios estén conformes con los

requisitos especificados.

- El suministrador debe mantener un sistema efectivo de control y calibración de patrones,

equipos de medida, con personal de adecuado conocimiento.

- Los servicios de calibración debe hacerse en forma periódica y sistemática para luego

documentarse y así asegurar su continua efectividad. Teniendo como referencia los

patrones nacionales.

5. CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DE DISPOSITIVOS DE

CONTROL

Los principales criterios a aplicar para una adecuada selección de instrumentos se señalan

a continuación:

- Objetivo de la medición.- A nivel de información puntual, o a nivel de control. Si es

a nivel de control de gastos, estos son de acuerdo al sistema de costeo: Si es a nivel de

costeo por procesos, por productos, por precio medio.

- La cantidad que se quiere medir.- Objetivizar la variable a medir, para realizar la

adecuada elección del instrumento.



196

- El entorno.- Tener presente las condiciones ambientales, limitaciones de tamaño,

peso, los requerimientos de montaje y alimentación requerida los cuales determinan la

elección del instrumento.

- Precisión.- Rango de precisión sobre el margen de medidas.

- Resolución.- Cuantificar los pequeños cambios de la cantidad a medir que se necesita

para producir un cambio observable en la lectura del instrumento.

- Margen y escala.- Considerar los máximos y mínimos de la variable a medir y según

ello el requerimiento de un instrumento y de ser necesario un instrumento multiescala.

- Salida.- Considerar el tipo de pantalla o visualización necesaria, además la distancia

del punto de medida y si esta señal va hacer conectada a otro sistema; verificar el

requerimiento de algún tipo de interfaz.

- Características de respuesta.- Tener presente el tiempo de respuesta necesaria,

ancho de banda (Rango de frecuencias seleccionadas para poder trabajar) y si se trata

de C.A. estimar la respuesta en valor pico, valor medio o eficaz.

- Calibración.- Tratar de mantener constante la calibración del instrumento al paso del

tiempo. Existen instrumentos con capacidad de autodiagnóstico.

- Interferencias y ruido.- Tiene que ver con el medio circundante el cual

distorsionaría la verdadera lectura como son: campos magnéticos o electrostáticos.

- Fiabilidad.- Establecer los requerimientos de fiabilidad, de ser necesario incluir

dispositivos de limitación de sobrecarga o de alarma en el instrumento; y para dar

mayor seguridad a la fiabilidad establecer algún tipo de almacenamiento especial.

- Coste.- Aquí tenemos que preguntarnos: ¿ Existe algún tipo de limitaciones de coste

en la selección del instrumento?

6. ESPECIFICACIONES PARA LA ADQUISICIÓN DE

INSTRUMENTOS

Las especificaciones es una lista que da una información detallada de las prestaciones

esperadas del instrumento y de las condiciones bajo las que dichas prestaciones están

garantizadas.

Para adquirir los instrumentos se deben considerar los siguientes parámetros en lo que se

refiere a sus especificaciones y ellos son:

- Aquellos que están relacionados con el diseño del instrumento.



197

- Los relacionados con la sensibilidad y la precisión.

- Aquellos que conciernen a la calibración.

7. SISTEMA DE INSTRUMENTACIÓN, PROCESAMIENTO Y

CONTROL

Los sistemas de instrumentación para la adquisición y procesamiento de datos constan de

diversos componentes, que utilizados conjuntamente permiten realizar o visualizar o

registrar un resultado de medición.

Estos componentes son un dispositivo de entrada, que recibe la señal de entrada y la

convierte en un formato adecuado para el siguiente componente, que acondiciona la señal.

El término acondicionamiento de señal generalmente describe el acondicionamiento y

procesado de la señal, y se usa para modificar la señal de tal modo que pueda operar en un

tercer componente que es la pantalla o el registrador.

Los dispositivos de entrada se conocen como sensores, detectores, captadores, sondas o

más frecuentemente transductores.

7.1. TRANSDUCTORES

Componente que convierte energía o información desde un sistema de energía o

información para otro sistema. Ejemplo: Sistema de medida para medir temperaturas,

bobina de resistencia usado como termómetro de resistencia, etc.

Entrada

Analógica Digital Señal

Forma general de un sistema de instrumentación

Fig. I.4.1. Célula fotoconductora y transductor de reluctancia variable

Contador

Pantalla Convertidor

analógico/

digital



198

7. 2. ACONDICIONAMIENTO Y PROCESADO DE SEÑAL

Se utiliza para el elemento de un sistema de medida que convierte la señal del transductor

en un formato adecuado para realizar el posterior procesado y así la visualización. La

salida de un acondicionador de señal es, normalmente, una tensión o una corriente en C.C.

El término procesado de señal se utiliza, a menudo, para los procesos que se producen en la

señal a fin de adecuarla para poder visualizarla, estos pueden ser una amplificación, un

filtrado, una liberalización, o una adaptación de impedancias. La liberalización es el

proceso que consigue que la salida de señal hacia la pantalla sea proporcional a la entrada

del transductor.

7.3. CONVERSIÓN ANALÓGICO / DIGITAL

La conversión normalmente incluye dos elementos: Un elemento de muestreo y retención y

un convertidor analógico/digital. El elemento de muestreo y muestreo toma una muestra de

la señal analógica y la mantiene el tiempo suficiente para que el convertidor ND la

transforme en una señal digital.

7.4. SISTEMAS DE ADQUISICIÓN DE DATOS

Un registrador de datos son sistemas de adquisición de datos que pueden tomar entradas

desde un gran número de frentes, realizar ciertas funciones matemáticas en las entradas

para luego almacenarlas en una memoria de estado sólido o un sistema magnético de disco

o cinta.



199

ENTRADAS MULTIPLEXOR y retención A/D printer,etc

PC, cinta

Muestreo Convertidor magnética

Registrador de datos

La rapidez de respuesta es la máxima velocidad de cambio de la tensión de entrada que

puede seguirse.

7.5. TRANSMISIÓN DE DATOS

La transmisión de señales digitales puede realizarse tanto de forma paralela como en serie.

Con la forma en paralelo se utilizan n líneas de datos en paralelo para transmitir una

palabra de n bits, cada línea transporta simultáneamente un bit.

Con la transmisión en serie sólo se utiliza una línea, y la información se transmite

secuencialmente bit a bit.

Por razones de costo las transmisiones en paralelo se usan para distancias de hasta 2 m.,

dejándose la transmisión en serie para largas distancias.

7.6. TRANSMISIÓN DE DATOS UTILIZANDO MÓDEM

Para transmitir señales digitales a largas distancias, se pueden utilizar los Módem (Modula

la señal digital en una forma de onda analógica) el Módem cambia el estado lógico 1 y el

estado lógico 0 en, generalmente dos frecuencias diferentes

Transmisión de datos utilizando módem



200

7.7. MEDICIÓN Y CONTROL DE POTENCIA REACTIVA

¿Cuándo se requiere medir y controlar reactivas?

Cuando la energía reactiva supera el valor del 30% de la energía activa.

Por ejemplo:

Consumo de energía activa. : 23,480 kWh

Consumo de energía reactiva : 12,500 kVArh

Energía React. Fact. : 12,500 - 0.3 *23,480 = 5456

Costo por energía reactiva : 5456 * 0.035 = S/. 191

Caso l : Compensación reactiva

a. Forma de compensación: manual

Fig. I.4.2.

b. Compensación automática

Fuentes de

DatosMODEM MODEM

Receptor de

Datos

Interface RS 232 Interface RS 232

Línea

Telefónica

Global o

Centralizada

10 kV

220

Ascensores

Bombas

Iluminación

Local o

Individual



201

Fig. I.4.3.

Caso 2 : Desplazamiento de cargas

- Problema : alto costo en horas punta.

- Oportunidad : optimizar facturación (costo).

- No es ahorro de energía.

- Es optimización de uso de potencia.

- Identificar cargas a desplazar.

- Diseño de sistema de control.

a. Control automático de cargas en subestación MT/BT

1

2

3

4

6

7

8

5

1 2 3 4 65

Regulador de

Potencia Reactiva

R

S

T

Fuente Carga

Switch del

Banco

Switch de

cada grupoK



202

Fig. I.4.4.

b. Diseño de control de cargas

Fig. I.4.5.

c. Control para autogeneración

SQ

10KV

100KVA

10 / 0.23 KV

SQ

250 KVA

10 / 0.23

CVM CVM

RS 485 RS

RS RS

SQSQ

10 KV

100 KVA

10 / 0.23 KV

100 KVA

10 / 0.23 KV



203

Fig. I.4.6.

G

400KVA

10 / 0.23KV

SQ

Sistema de

Arranque

Sistema de

Sincronismov,

f

v,f



204

CAPÍTULO I.5:

MÁQUINAS ELÉCTRICAS

1. CLASIFICACIÓN DE LAS MÁQUINAS ELÉCTRICAS

1.1. CLASIFICACIÓN POR USOS

Las máquinas eléctricas de acuerdo a sus usos se dividen en:

A. Generadores.- Transforman la energía mecánica en eléctrica. Se instalan en las

centrales eléctricas (CC.EE.) y en los diferentes equipos de transporte como autos,

aviones, barcos, etc. En las CC.EE. los generadores son accionados mecánicamente

mediante turbinas que pueden ser a vapor o hidráulicas; en los equipos de transporte

mediante motores de combustión interna o turbinas a vapor. En una serie de casos los

generadores se usan como fuente de energía para equipos de comunicaciones,

dispositivos automáticos, de medición, etc.

B. Motores.- Son equipos eléctricos que transforman la energía eléctrica en energía

mecánica; sirven para accionar diferentes máquinas, mecanismos y dispositivos que

son usados en la industria, agricultura, comunicaciones, y en los artefactos

electrodomésticos. En los sistemas modernos de control los motores se usan en calidad

de dispositivos gobernadores, de control, como reguladores y/o programables.

C. Convertidores electromecánicos.- Transforman la c.a. en c.c. y viceversa, variando la

magnitud de tensión (V), tanto de c.a. como c.c., frecuencia (f), número de fases y otros.

Se usan ampliamente en la industria aunque en las últimas décadas ha disminuido su

demanda debido al uso de los conversores semiconductores (dispositivos electrónicos de

potencia).

D. Compensadores electromecánicos.- Generan o absorben potencia reactiva (Q) en los

sistemas eléctricos de potencia para mejorar los índices energéticos (el factor de

potencia , niveles de tensión) en las interconexiones y los centros de carga.

E. Amplificadores electromecánicos.- Se usan para el control de equipos de gran

potencia, mediante señales eléctricas de pequeña potencia, que son transmitidos a los

devanados de excitación (control). Su uso también ha disminuido.

F. Convertidores electromecánicos de señales.- Generan, transforman y amplifican

diferentes señales. Se diseñan y proyectan en forma de micromotores y lo usan

ampliamente diferentes equipos de control.



205

22.

23.

24. FIG. I.5.1 MOTORES: USO FINAL INDUSTRIA, COMERCIO, ETC.

25. 1.2. CLASIFICACIÓN POR TIPO DE CORRIENTE Y POR SU FUNCIONAMIENTO

Por el tipo de corriente se dividen en máquinas de c.a. y de c.c. Las máquinas en dependencia de su funcionamiento y de su sistema magnético (núcleo) se dividen en transformadores, máquinas de inducción, máquinas síncronas y máquinas colectoras.

A. Transformadores.- Se usan ampliamente para la variación de tensión. En los sistemas

de transmisión, distribución y utilización, en los rectificadores de corriente, en la

automática y la electrónica.

B. Máquina de inducción.- Se usan como motores trifásicos, habiendo también

monofásicos. La simpleza de su diseño y su alta confiabilidad permiten su uso en

diferentes campos de la ingeniería. En los sistemas de regulación automática. (SRA) se

usan ampliamente motores de control mono y bifásico, taco generadores así también

como selsynes.

C. Máquinas síncronas.- Se usan como generadores de c.a. de frecuencia industrial (50

ó 60 Hz) en las CC. EE., así como generadores de alta frecuencia (en los barcos,

aviones, etc.). En los sistemas de mando eléctrico de gran potencia se usan motores

síncronos. En los dispositivos automáticos se usan máquinas síncronos de histerésis,

con imanes permanentes, de paso y otros.

D. Máquinas colectoras.- Se usan muy rara vez y sólo como motores. Tienen un diseño

complejo y exigen muy buen mantenimiento.

G

M

M

138 60 Kv

DistribuciónGeneración

CH



206

E. Máquina de C.C..- Se usan como generadores y motores en los sistemas de mando

eléctrico que requieran flexibilidad en la regulación de velocidad: en los ferrocarriles,

en el transporte marítimo, en laminadores, en grúas; también en casos cuando la fuente

de energía eléctrica son baterías acumuladoras.

Los generadores de c.c. frecuentemente se usan para el suministro de energía a dispositivos de comunicaciones, el transporte (aviones, trenes, buques), para cargar baterías. Sin embargo ahora son reemplazados por generadores de c.a., que funcionan conjuntamente con rectificadores de estado sólido (semiconductores).

26. 1.3. CLASIFICACIÓN POR NIVEL DE POTENCIA

En función a la potencia que absorben o generan las máquinas, se dividen en micro

máquinas, motores de pequeña, media y gran potencia.

- Micro máquinas.- Cuya potencia varía de décimas de watt hasta 500 w. Estas

máquinas trabajan tanto en C.A. como en C.C., así como a altas frecuencias (400 - 200

Hz).

- De pequeña potencia.-. 0.5 - 10 kW. funcionan tanto en c.a. como en c.c. y, en

frecuencia normal (50 - 60 Hz ó más).

- De potencia media.- 10 kW hasta varios cientos de kW.

- De gran potencia.- Mayor de 100 kW. Por lo general las máquinas de media y gran

potencia funcionan a frecuencia industrial.

27. 1.4. CLASIFICACIÓN POR FRECUENCIA DE GIRO (VELOCIDAD)

Se dividen en :

De baja velocidad : con velocidad menor de 300 r.p.m.;

De velocidad media : (300 - 1500 r.p.m.);

De altas velocidades : (1500 - 6000 r.p.m.);

De extra altas velocidades: (mayor de 6000 r.p.m.).

Las micro máquinas se diseñan para velocidades de algunos r.p.m. hasta 6000 r.p.m.



207

28. 2. CARACTERÍSTICAS NOMINALES DE LAS MÁQUINAS

ELÉCTRICAS

- Cada máquina tiene una placa adherida a su carcaza. En esta placa se indican el tipo, sus

características con sus principales índices energéticos y sus condiciones de

funcionamiento para los cuales ha sido diseñados.

- Son datos nominales o características: La potencia, tensión, corriente, velocidad,

frecuencia de C.A., rendimiento (performance), número de fases, factor de potencia y

régimen de funcionamiento (para carga permanente, carga tipo sierra, carga de

emergencia). Además, en la placa figura: Nombre del fabricante, año de fabricación,

clase de aislamiento, también datos complementarios necesarios para la instalación y

mantenimiento (peso, conexión trifásica, otros).

El término “nominal” se puede usar también para referirse a magnitudes no señaladas en la

placa, pero que corresponden al régimen nominal de funcionamiento, por ejemplo par

nominal, deslizamiento.

3. POTENCIAL NOMINAL DE LAS MÁQUINAS ELÉCTRICAS

Potencia nominal es aquella potencia para la cual está diseñada la máquina, teniendo en

cuenta su temperatura y el trabajo continuo durante su tiempo de uso (funcionamiento).

Se entiende por potencia nominal:

- para el motor.- potencia mecánica en el árbol (eje, rotor), W ó kW;

- para generador c.c.- potencia eléctrica en los bornes (terminales), W ó kW;

- para generador de c.a.- potencia aparente en los bornes, VA ó kVA.

Las máquinas pueden funcionar también en condiciones no nominales (sobrecarga y subcarga, potencia superior o inferior a la nominal, tensión y corriente diferentes del nominal), en estas condiciones los índices energéticos también son diferentes del nominal.

Frecuentemente, ante cargas inferiores a la nominal, el rendimiento y el factor de potencia son menores que sus valores nominales; ante

cargas superiores a la nominal surge el peligro de una elevada temperatura en diferentes partes de la máquina, principalmente en los devanados, lo cual puede tener efecto en el deterioro de su aislamiento o de la máquina en su conjunto. La temperatura máxima

permisible en los devanados depende de las propiedades del aislamiento usado (de su tipo) y del tiempo de funcionamiento de la

máquina y fluctúa entre los 105 y 180º C.

En los estándares para máquinas se incluyen otras normas que determinan las sobrecargas

permitidas y las pruebas a que son sometidas los elementos de su estructura, también las

condiciones de su funcionamiento.

Las máquinas de c.a. por regla general están diseñados para funcionar con tensión senoidal y simetría en las fases. Las máquinas que trabajan acopladas



208

eléctricamente con dispositivos rectificadores generalmente tienen una forma de tensión y corriente diferente a la senoidal originando la presencia de armónicos en la red, lo que origina pérdidas complementarias de energía lo cual hace que se eleve la temperatura de los devanados y del núcleo.

4. TRANSFORMADORES

El transformador es un dispositivo estático de tipo electromagnético que tiene dos o más

devanados acoplados por un campo magnético mutuo (núcleo) y se usa para convertir uno

o varios sistemas de c.a. en otro u otros sistemas de c.a. de tensión diferente.

La aplicación de los transformadores permite elevar o bajar la tensión, variar el número de fases y en algunos casos incluso variar la frecuencia de la c.a. La posibilidad de transmitir las señales eléctricas de un devanado a otro mediante inducción electromagnética fue descubierto por M. Faraday.

Los transformadores se usan para los siguientes fines:

4.1. TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Por lo general en las centrales eléctricas (CC.EE.) se genera energía a tensión de 6-24 kV. Transmitir la energía a grandes distancias, es

más económico haciéndolo a altas tensiones, por ello en las centrales se instalan transformadores elevadores de tensión.

Actualmente en la transmisión de energía se usan tensiones de 220, 330, 500 y 750 kV y

potencias hasta de 1200 - 1600 MVA.

La energía eléctrica en el país se distribuye a las industrias y a las ciudades por cables

subterráneos y líneas aéreas a tensiones de 35, 60, 110, 138 y 220 kV. Por lo tanto en los

centros de consumo deben instalarse transformadores para bajar los niveles de tensión a 10

kV y 0.38-0.22 kV. Los transformadores usados para estos fines pueden ser monofásicos o

trifásicos.

Para asegurar el circuito de conexión necesario de las válvulas rectificadoras (diodos) en

los dispositivos convertidores. (En los circuitos rectificadores o en los inversores, la

relación de tensiones a la entrada y salida depende de la conexión de los diodos).

En los últimos años se usan transformadores para la excitación de campos de potentes

turbo o hidrogeneradores, de mando eléctrico y otros fines más. Además gracias al uso de

aislamiento resistente al calor en la fabricación de los transformadores, se ha podido elevar

la potencia en 1.3 - 1.5 veces y disminuir sus dimensiones.

Para diferentes objetivos tecnológicos como soldadura, fuentes de alimentación. La

potencia alcanza algunas decenas de kVA con tensiones de hasta 10 kV.



209

Para la alimentación de los diferentes circuitos de radio y TV, dispositivos de

comunicaciones, automática y telemecánica. En estos usos los transformadores por lo

general tienen pequeña potencia (de algunos watts hasta algunos kW) y baja tensión. Son

diseñados en 2, 3 y multidevanados.

Para conectar instrumentos de medición y otros dispositivos, por ejemplo relés, en los

circuitos eléctricos de alta tensión (AT) ó en los circuitos por donde fluyen grandes

corrientes, con el objetivo de ampliar las escalas de medición. Los transformadores que se

usan para este aplicación se llaman transformadores de medida, tienen pequeña potencia,

que es determinada por la potencia de los aparatos de medición, relés y otros.

Los transformadores que se usan en la industria y en los sistemas eléctricos (transmisión y distribución) son llamados transformadores de

potencia. Para su funcionamiento son características: magnitud de potencia variable en función a un diagrama de carga y pequeñas

variaciones de tensión, tanto del primario como del secundario, con respecto al valor nominal.

Fig. I.5.2.

Devanado primario Relaciones: Devanado secundario

EAT W AT V1

Zc Carga K = = =

EBT W BT V2

En el presente tópico se analiza la teoría general de los transformadores de potencia; los otros tipos se analizan en base a esta teoría.

29. 4.2. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES

El circuito electromagnético de un transformador monofásico de 2 devanados, consiste en

2 bobinas instaladas en un núcleo cerrado, cuya estructura es en base a materiales

ferromagnéticos.

El uso del material ferromagnético permite aumentar el acoplamiento electromagnético entre las bobinas, ósea baja la resistencia

electromagnética (reluctancia) del circuito, por donde circula el flujo magnético de la máquina.

c1 c2

I2

I1

V1

V2 Zc



210

El devanado primario 1 es conectado a la fuente de c.a., una red eléctrica con tensión V1, el

secundario 2 es unido a una resistencia de carga Zc.

El devanado de mayor tensión se llama devanado primario (de alta tensión AT); el de

menor tensión, devanado secundario (de baja tensión BT). Los bornes son representados

como inicio y final del devanado de AT con las letras A y X; en la BT por las letras

minúsculas a y x.

Cuando el transformador es conectado a la red, en el devanado primario surge una c.a. I, el

cual crea un flujo magnético variable , que circula por el núcleo; este flujo induce en

ambos devanados fuerzas electromotrices f.e.m - e1 y e2 proporcionales, de acuerdo a la ley

de Maxwell, a los números de espiras N1 y N2 de los respectivos devanados y a la

velocidad de cambio del flujo d/dt.

De esta manera los valores instantáneos de las fem inducidas en cada devanado son:

d d

e1 = - N1 ; e2 = - N2 ;

dt dt

Por lo tanto, la relación de las magnitudes instantánea y eficaz de las f.e.m. con respecto a

sus devanados es definida por la expresión:

E1 e1 N1

= =

E2 e2 N2

Si se desprecia las caídas de tensión en los devanados del transformador, los cuales por lo

general, no sobrepasan el 3.5% de la magnitud nominal de tensión V1 y V2, y consideramos

que E1 = V1 así como E2 = V2 entonces obtenemos:

V1 N1

V2 N2

Por lo tanto, eligiendo de una manera adecuada el número de espiras de los devanados,

ante una tensión dada V1, se puede obtener una tensión secundaria V2. Si es necesario

elevar la tensión secundaria, entonces el número de espiras N2 se toma menor que N1; a

este transformador se le llama elevador de tensión. Si se necesita bajar V2, entonces N2 se

toma menor que N1 siendo este transformador reductor de tensión.

La relación de f.e.m. EAT con la f.e.m. del devanado de BT EBT (a la relación del número de

espiras) se le llama relación de espiras o factor de transformación

EAT NAT

K = =



211

EBT NBT

Esta relación siempre es mayor que la unidad.

En los sistemas de transmisión y distribución de energía en muchos casos se usan

transformadores de 3 devanados, en los dispositivos de radio-electrónica y automática

transformadores de devanados múltiples. En los núcleos de estos transformadores son

colocados 3 ó más devanados, aislados unos de otros, lo que permite que con una fuente V,

se pueda energizar el resto de devanados a diferentes tensiones ( V2, V3, etc.) para igual

número de cargas. En estos transformadores se notan 3 tipos de devanados, de AT, BT y

MT (media tensión).

Es importante subrayar que en los devanados las magnitudes que varían son sólo la tensión

y la corriente; la potencia es casi constante (disminuye un poco por las pérdidas internas de

energía, corrientes parásitas). Por lo tanto.

I1 V2 N2

= =

I2 V1 N1

Ante un aumento de la tensión secundaria del transformador en K veces en comparación

con el primario, la corriente I2 en el secundario va a originar una disminución en K veces.

El transformador sólo funciona en circuitos de c.a. Si el primario del transformador es

conectado a una fuente de c.c., entonces en el núcleo se va a formar un flujo magnético

constante en el tiempo en magnitud y dirección, por lo cual en los devanados primarios y

secundarios en régimen permanente, no se va a inducir f.e.m. y por lo tanto no va a ver una

transmisión de energía eléctrica entre los devanados. Esta situación es muy peligrosa para

el transformador, pues debido a la ausencia de f.e.m. E1, la corriente es muy elevada y

responde a la relación :

V1

I1 =

R1

Una propiedad importante de los transformadores, aplicados en los dispositivos

automáticos y en la radio electrónica, es su capacidad para transformar la resistencia de la

carga. Si a una fuente c.a. se le conecta una resistencia R mediante un transformador de

relación K, entonces para el circuito de la fuente se cumplen:

P1 P2 I22 R

R´ = k2R

I12 I1

2 I1

2

Donde:

P1 = potencia consumida por el transformador de la fuente c.a., W

P2 = I2 2 .R



212

P1 = potencia consumida por la R del transformador.

Por lo tanto se observa que el transformador cambia el valor de la resistencia R en K2

veces. Esta propiedad se usa mucho en el diseño de diversos circuitos eléctricos para

acoplar resistencias de carga con la resistencia interna de la fuente de energía eléctrica.

30. 4.3. DATOS NOMINALES DE LOS TRANSFORMADORES

- Potencia nominal, KVA

- Tensión de AT, kV

- Tensión de BT, kV

- Corriente nominal en AT. Amp.

- Corriente nominal en BT. Amp.

- Factor de potencia, cos

- Frecuencia, Hz

- Esquema de conexión

- Número de fases

- Tensión de cortocircuito

31. 4.4. PÉRDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA EN LOS TRANSFORMADORES

En los transformadores se tienen dos tipos de pérdidas, pérdidas en el fierro y pérdidas en

el cobre.

a) Pérdidas en el fierro.- Son pérdidas que se deben a las características de diseño y a la

calidad de los materiales empleados en su fabricación. Este tipo de pérdidas son

permanentes y tienen lugar mientras el transformador esté conectado a la red. La

magnitud de estas pérdidas depende del tamaño o potencia del transformador.

Este tipo de pérdidas PFe las define el fabricante y las presenta en las especificaciones

del equipo.

b) Pérdidas en el cobre.- Son pérdidas que se deben al efecto Joule es decir por la

corriente que circula en devanados del transformador. Estas pérdidas dependen del nivel

de carga que tenga el transformador en su operación. Se determina por la siguiente

relación:

PCu = (Fu)2. PCu N

Fu = Factor de utilización igual a Ioper/IN



213

Las pérdidas de energía en los transformadores, Etrafo, que incluye tanto las pérdidas en

el fierro como en el cobre se determina por la siguiente relación :

ETrafo = (Pfe + (FuMD)2. PCu N.fp). T

FuMD = Factor de utilización en máxima demanda.

Fp = Factor de pérdidas, del diagrama de carga.

T = Período de evaluación de las pérdidas.

Tabla I.5.1 Pérdidas en transformadores

P Pérdidas en

vacío

Pérdidas

debido a la

carga

Tensión de

corto-circuito

Potencia reactiva a compensar

Vacío Plena carga

KVA W W % KVAr KVAr

100 320 1750 4 2.48 6.08

160 460 2350 4 3.65 9.60

200 550 2850 4 4.67 11.84

250 650 3250 4 5.21 14.67

315 770 3900 4 6.25 18.32

400 B1 930 4810 4 7.54 22.80

400B2 930 4600 4 7.54 22.87

500 B1 1100 5950 4 9.44 28.53

500 B2 1100 5500 4 9.44 28.67

630 B1 1300 6950 4 11.27 35.49

630 B2 1300 6500 4 11.27 35.62

800 B1 1560 12000 5.5 19.91 62.24

800 B2 1560 10200 4.5 19.91 54.43

1000 B1 1840 13900 5 23.90 82.26

1000 B2 1840 12100 5 23.90 72.40

1250 2160 15000 5.5 27.37 94.46

1600 2640 18100 6 31.83 126.11

2000 3900 22500 7 37.80 176.00

2500 4500 27500 7.5 44.80 230.00

3150 5400 35000 8 53.30 303.00

4.5. Rango de pérdidas en equipos de Sistemas de Potencia

ITEM COMPONENTE

% Pérdidas de

Energía

(100% de carga)

A Interruptores de Interperie (15 a 230 kV) 0.002 - 0.015

B Generadores 0.09 – 3.50

C Interruptores de Media Tensión (5-15kV) 0.005 –0.02

D Reactor Limitador de Corriente (600 V a 15 kV) 0.09 – 0.30

E Transformadores 0.40 – 1.90



214

F Seccionadores Bajo Carga 0.003 – 0.025

G Arrancadores de Media Tensión 0.02 – 0.15

H Líneas (menor ó igual a 480 V) 0.05 – 0.50

I Interruptoresde Baja tensión 0.13 – 0.34

J Centro de Control de Motores 0.01 – 0.40

K Cables 1.00 – 4.00

L Motores

a.- 1 - 10 HP 14.00 – 35.00

b.- 10 - 200 HP 6.00 – 12.00

c.- 200 - 1500 HP 4.00 – 7.00

d.- 1500 HP a más 2.30 – 4.50

M Rectificadores 3.00 – 9.00

N Variadores de Velocidad Estáticos 6.00 – 15.00

O Capacitadores (pérdidas watts/var) 0.50 – 2.00

P Iluminación (Lumen/watts) 3.00 – 9.00



215

CAPÍTULO I.6:

LA AUDITORÍA ENERGÉTICA

1. GENERALIDADES

Consiste en la recolección de datos sobre el suministro y consumo de todas las formas de

energía con el propósito de evaluar las posibilidades de ahorro de energía y la cuantificación

de las mismas, así como para determinar la conveniencia de la oportunidad económica de

ejecutarlas.

“Ahorrar la mayor cantidad de energía al menor costo”

2. PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR UNA AUDITORÍA ENERGÉTICA

Paso 1.- Recolección de información básica e inventario general de las instala-ciones.

- Identificación del proceso productivo y/o áreas principales.

- Identificación de las fuentes de energía.

- Identificación de los consumidores de energía, capacidad instalada y horas de

operación.

- Información histórica de las facturas de los suministradores de energía

Paso 2.- Elaborar balances de energía, con el objeto de conocer la distribución de

energía en las diferentes fases del proceso productivo y/o áreas, es decir la caracterización

de carga.

- Toma de datos.

- Registros y mediciones puntuales.

- Las diferentes formas de energía que entran o salen del sistema deben estar

referidas a un mismo período de tiempo y expresadas en las mismas unidades.

- Los balances deben regirse por el principio de que la energía que se aporta al

sistema es idéntica a la que éste cede.

Paso 3.- Determinar la incidencia del consumo de energía de cada equipo o grupo de

equipos en el consumo de energía total y por lo tanto en el costo total.



216

Paso 4.- Obtener índices de consumo de energía los cuales pueden ser usados para

determinar la eficiencia energética de las operaciones, y consecuen-temente, el potencial

de ahorro de energía. Indices típicos:

- Consumo específico de energía

- Factor de carga.

Paso 5.- Determinar los potenciales de ahorro de energía por equipos, áreas o centros de

costos, mediante una evaluación técnica detallada en los diferentes campos, como:

- Sistemas eléctricos: evaluación de la transformación y distribución, cargas

eléctricas, sistema tarifario, generación propia.

- Sistemas mecánicos: evaluación de sistemas de aire comprimido, sistemas de

bombeo, sistemas de manejo de aire, manejo de materiales sólidos.

- Sistemas térmicos: generación de vapor, sistemas de recuperación de calor

residual, redes de distribución de fluídos térmicos, sistemas de refrigeración y

aire acondicionado, hornos industriales, sistemas de quemadores, etc.

Paso 6.- Identificar las medidas apropiadas de ahorro de energía.

Paso 7.- Evaluación de los ahorros de energía en términos de costos. Se lleva a cabo una

evaluación económica que permite realizar un análisis en función de los desembolsos

requeridos para poner en práctica las recomendaciones de la auditoría.

Luego de la Auditoría Energética teniendo como base las conclusiones y recomendaciones de

la misma, se ejecutará un Plan de Acción. Estos resultados deben ser conocidos por todo el

personal de la empresa porque de esa manera comienza a crearse un buen ambiente de

motivación y concientización.

Las acciones correctivas deben iniciarse con las medidas de housekeeping, y divulgar sus

resultados para una mayor motivación del personal. Asimismo, debe complementarse el

programa con cursos de capacitación dirigidos al personal, y de incentivos. Lo que incidirá en

mayores rendimientos del mismo.

Ejemplo: Auditoría energética en hospitales

Consideraciones:

- Cada hospital es diferente en términos de tamaño, los servicios que provee y las funciones

especializadas que ofrece.

- Estos factores, junto con los diseños arquitectónicos y estructurales, inciden en el diseño

de todos los sistemas de ingeniería para cada hospital en particular.



217

- En todos los países se tienen estrictos códigos y normas en el diseño de hospital,

construcción y operación, así como en los sistemas mecánicos y eléctricos.

- En todo hospital pueden encontrarse sustanciales ahorros, en los diferentes sistemas

como:

- Calefacción, ventilación y aire acondicionado.

- Sistema sanitario de agua caliente

- Sistema de agua fría

- Cocinas

- Lavandería

- Sistema eléctrico

La definición, implantación y administración de un programa de eficiencia energética requiere

de un cuadro y soporte adecuados para identificar y evaluar las oportunidades de ahorro.

Se requiere responder a estas preguntas:

¿Cuánto de energía se consume?

¿Dónde se consume?

¿Cómo se consume?

Y se podrá responder, ¿cuándo y dónde su eficiencia puede ser mejorada?

Para ello se requiere una inspección comprensiva y detallada de los usos y pérdidas de

energía, conocida como Auditoría Energética.

El personal de mantenimiento puede efectuar lo que denominamos una Auditoría Energética

Preliminar (AEP).

La AEP utiliza sólo los datos disponibles y no requiere instrumentación sofisticada; se realiza

en un corto período de tiempo.

La AEP da énfasis en identificar fuentes obvias de posible mejoramiento en el uso de la

energía. Por ejemplo, la falta de aislamiento, fugas de vapor, instrumentación defectuosa y

equipos que operan innecesariamente.

El típico resultado de la AEP es un conjunto de recomendaciones de bajo costo y acción

inmediata, así como una recomendación de un análisis más profundo de la situación

energética, es decir una auditoría energética detallada.



218

AEP en el sistema eléctrico:

- Record global de demanda de energía y potencia máxima y promedio.

- Record de demanda de energía por secciones del hospital.

- Medir los niveles de iluminación de los ambientes de las diferentes secciones.

- Chequear la operación y consumo de energía de todos los equipos médicos como rayos X,

equipos de laboratorio, etc.

- Chequear la correcta y segura operación de los ascensores.

- Chequear la correcta operación de los equipos de medición.

- Chequear la correcta operación del sistema de generación eléctrica de emergencia.

Fig. I.6.1. Diagrama de Carga típico de un Hospital de Apoyo



219

RESUMEN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS MEDIDOS Y CALCULADOS

PARÁMETROS REGISTRADOS

MÁXIMA DEMANDA DEMANDA PROMEDIO

H.P. 32.00 kW H.P. 21.16 kW

H.F.P. 48.60 kW H.F.P. 26.86 kW

DÍA 48.60 kW DÍA 25.67 kW

ENERGÍA ACTIVA ENERGÍA REACTIVA

H.P. 105.78 kWh H.P. 71.54 kVARh

H.F.P. 510.33 kWh H.F.P. 360.64 kVARh

DÍA 616.10 KWh DÍA 432.18 kVARh

FACTOR DE POTENCIA (PROMEDIO) 0.83

PARÁMETRO CALCULADO

FACTOR DE CARGA TOTAL

(Demanda promedio/Demanda máxima) 0.53

Nota: La planta opera los 3 turnos

H.P.: Horas Punta (18 a 23 h)

H.F.P.: Horas Fuera de Punta

45%

18%

37%

I.6.2 Estructura de Demanda por subestaciones de un

Hospital de Apoyo

SS.EE. A

SS.EE. B

SS.EE. C



220

32%

5%

15% 16%

19%

10%

3%

ESTRUCTURA DE DEMANDA POR TIPO DE CARGA - HOSPITAL DE APOYO -

LAVAND./COCINA

CONSULTORIOS

CASA DE FUERZA

AIRE ACONDICION.

EMERG./MATERNO

OFICINAS/LABOR.

OTRAS CARGAS



221

3. DIAGRAMA DE FLUJO DE ENERGÍA



222

Fig. I.6.5.

4. ÍNDICES DE CONSUMO ENERGÉTICO

Son indicadores que pueden ser usados para determinar la eficiencia energética de los

procesos y operaciones, y subsecuentemente, el potencial de ahorro de energía.

D

I

E

S

E

L

T

R

A

N

S

F

O

R

M

E

L

E

C

T

R

I

C

I

D

A

D

ILUMINACIÓN

MÁQUINA DE PROD.

HORNOS

REFRIGERACIÓN

ILUMINACIÓN

MÁQUINA DE PROD.

SECADORES

PRENSAS

BOMBAS

COMPRESORES

ACONDICIONADORES DE AIRE

ESTERILIZADORESG

A

S

T

h

A

N

g

PÉRDIDAS

PÉRDIDAS

PÉRDIDAS DE

DISTRIBUCIÓN



223

Los indicadores son una referencia de cómo los sistemas consumidores de energía pueden

funcionar; aunque debe tenerse en cuenta que, nunca operan dos sistemas de la misma manera

y las variaciones de consumo son inevitables. Por esta razón, los índices energéticos son

desarrollados internamente a lo largo de cierto período de tiempo usando como información

una gran base de datos.

Los índices pueden ser desarrollados tanto a nivel macro (planta) como micro (equipo).

A nivel macro son generalmente los consumos específicos de energía (c.e.e.), por ejemplo:

consumo de energía

consumo específico de energía =

unidad de producto final

A nivel micro se desarrollan índices por equipo operando individualmente, por ejemplo, para

un secador es la humedad evaporada por unidad de energía consumida.

Las instalaciones como oficinas, escuelas, hospitales y edificios, no tienen un producto final

como tal. Por esta razón se utiliza un tipo diferente de índice denominado índice de

perfomance normal. Por ejemplo: kWh / m2 de piso acondicionado

En el caso de hospitales:

kWh / cama; gal combustible / cama; kWh / paciente; gal combustible / paciente.

En una lavandería puede ser:

kg de vapor / kg de trabajo procesado

5. IDENTIFICACIÓN DE MEDIDAS DE AHORRO DE ENERGÍA



224

5.1 MEDIDAS SIN INVERSIÓN

Comúnmente denominadas de “housekeeping”, relacionadas con los modos operati-vos,

seguimiento y control. Por ejemplo:

- Ajustes de los controles de relación aire-combustible en calderas y hornos.

- Desconexión de equipos que no están en producción.

- Programación correcta de la producción evitando tiempos muertos.

- Sustitución de fluorescentes T12 (40 W) por fluorescentes T8 (36 W) a medida que se

vayan quemando (tienen el mismo precio).

5.2. MEDIDAS CON BAJA O MEDIANA INVERSIÓN

También denominados de "retrofitting", generalmente tienen retorno menor a un año. Por

ejemplo:

- Recuperación de condensados de vapor.

- Corrección del factor de potencia.

- Uso de controladores de velocidad.

5.3. MEDIDAS CON ALTA INVERSIÓN

Se refieren a “cambio de tecnologías y/o procesos” con tiempos largos do retorno de

capital. Por ejemplo:

- Instalación de equipos de alta eficiencia (motores, calderos).

- Uso de controlador automático de demanda.

- Cambio de procesos químicos, métodos de secado, etc.



225

6. EJEMPLO DE PLAN DE ACCION (caso típico de hospitales)

FASE MEDIDA TIEMPO DE

IMPLANTACIÓN ACCIÓN REQUERIDA

1 Establecer Organización Inmediato Designar un Responsable y el

Energética Comité de Energía

1 Programa de Inmediato a. Pegar carteles

Motivación al b. Realizar reuniones

Personal c. Comparar rendimientos

d. Solicitar aportes e ideas

1 Retorno de Inmediato Instalar tuberías para conectar

Condensados tanques receptores de conden-

sados con sistema de retorno

1 Fugas de Vapor Inmediato Localizar las fugas y hacer un

plan para repararlas como

parte de programa de manto.

1 Fugas de Aire Inmediato Localizar las fugas y hacer un

Comprimido plan para repararlas como

parte de programa de manto.

1 Aislamiento de Tuberías Inmediato a. Identificar falta aislamiento

b. Contactar proveedores

c. Solicitar materiales

d. Instalar

1 Optimización Tarifaria Inmediato a. Solicitar cambio de tarifa

b. Instalar medidor electrónico

Mediano plazo c. Cambio de tensión

1 Uso de Fluorescentes Progresivo a. Solicitar compra de fls T8

T8 (36 W) b. Sustituir fls deteriorados

o al final de su vida útil

2 Corrección del Factor Inmediato a. Contactar proveedores

de Potencia b. Especificar condensadores

c. Solicitar materiales

d. Instalar

2 Monitoreo de Energía A la instalación a. Establecer metodología

Eléctrica de medidores b. Preparar hoja de cálculo

o software

3 Redistribución de Cargas Progresivo a. Identificar cargas y tableros

Eléctricas b. Determinar necesidades de

materiales y servicios

c. Ejecutar acciones



226

CAPÍTULO II.1: EFICIENCIA EN LOS SISTEMAS DE ILUMINACIÓN

1. ILUMINACIÓN

1.1 OBJETIVOS DEL ALUMBRADO

Los objetivos del alumbrado en una instalación, industrial o en edificios, son entre otros los que a

continuación se enuncian:

- Proporcionar una iluminación adecuada para que los trabajos que en él se realicen puedan efectuarse con la

rapidez, seguridad y precisión deseadas.

- Contribuir a la creación de un ambiente visual agradable, cómodo y estimulante que permita conseguir unas

aceptables condiciones de seguridad, higiene y bienestar en los puntos de trabajo.

- Satisfacer, además, en algunos casos, una serie de exigencias específicas que pueden presentarse en

determinados espacios: potenciar la imagen empresarial, permitir la conclusión ordenada de la tarea en una

emergencia, etc.

Pero si conseguir estos objetivos constituyen una exigencia básica y primordial, no es

menos importante asegurar que su logro se efectúe con una racional y económica

utilización de la energía, que exige su implantación y requiere su uso; de ahí que,

conseguir alumbrados que la utilicen con la eficacia que permite la tecnología actual sea

una exigencia básica, no sólo bajo el punto de vista empresarial, sino por el propio interés

nacional.

1.2 ACTUACIÓN VISUAL

Es un hecho incontrovertible la importancia creciente que tiene una adecuada visión dentro

del mundo en su conjunto (laboral, de investigación, de descanso, de recuperación de la

salud, etc.). Como justificación de este hecho puede darse, por una parte, el que la

automatización industrial supone la sustitución de muchos esfuerzos musculares por

trabajos especializados, en que la visual es fundamental. A esta razón hay que añadir el

hecho de que los procesos a realizar (industriales, de investigación, de requerimientos de

cirugía y otros) suponen tareas visuales cada vez más difíciles y exigentes. Desde los

primeros años del presente siglo se han realizado estudios e investigaciones para conocer la

iluminación que debe proporcionarse en cada caso para satisfacer las exigencias de la tarea

visual que en ella se realiza.

1.3 EXIGENCIAS AMBIENTALES DE LA ILUMINACIÓN

Las personas se sienten afectadas en su bienestar y en su actuación por las condiciones

ambientales del local en que se desenvuelven (los técnicos en la industria, los pacientes y



227

médicos en los hospitales, los estudiantes en el aula, etc.). Por ello resulta de primordial

importancia conseguir un medio ambiente que contribuya a satisfacer las exigencias

psicofísicas de la persona. Dentro de las condiciones ambientales que afectan a la persona

están el nivel de ruido, la intensidad de las vibraciones y las características del alumbrado,

cada día más importantes como consecuencia de que en sus actividades tienen un peso

creciente los aspectos visuales.

En este orden de ideas, el alumbrado de un local o instalación deberá evitar la aparición de

cansancio, aburrimiento, monotonía, etc. Asimismo, el alumbrado deberá contribuir a la

armonía visual que genere agrado y satisfacción. Por otro lado, no causará incomodidades,

debido a la aparición de deslumbramiento molesto, emisión molesta de calor por las

fuentes de luz y otros aspectos pocos positivos.

La satisfacción por el alumbrado de las exigencias ambientales conlleva, en líneas generales, un adecuado

control de la luz, la iluminación de las paredes del local, una sensación agradable por el color de la luz, etc.

a. 2. TIPOS DE LÁMPARAS ELÉCTRICAS PARA LA INDUSTRIA

Son fuentes luminosas artificiales. A continuación se exponen los tipos de las lámparas o

fuentes alimentadas con energía eléctrica, que pueden tener aplicación en los locales que

se trate de iluminar o mejorar la iluminación existente.

2.1 LÁMPARAS INCANDESCENTES

En este tipo de lámparas, la luz se produce como consecuencia de la elevación de la temperatura en un

cuerpo metálico (filamento).

Se pueden conectar directamente a la red, sin necesidad de ningún accesorio eléctrico.

Las lámparas incandescentes normales se caracterizan por la gran proliferación de sub tipos, el fácil control

de la luz por su reducido tamaño, el color adecuado, su baja eficacia luminosa y elevada luminosidad. El

flujo emitido puede regularse mediante equipos electrónicos adecuados, conservando una elevada eficacia

(aprox. 65%)

Sus características técnicas principales iniciales son, entre otros:

- Potencias : 25, 50, 100, 150, 200, 500 y 1,000 W

- Flujos luminosos : Para las potencias enumeradas, pueden considerarse como valores mínimos para el caso de ampollas claras los siguientes:

220, 600, 1,250, 2,000, 2,900, 8,300 y 18,000 Lúmenes

- Vida media de un lote : Aproximadamente 1,000 h.

- Reducción del flujo

2.2 LÁMPARAS INCANDESCENTES HALÓGENAS



228

En estas lámparas, llamadas frecuentemente de cuarzo-yodo, se logran mejorar la conservación del flujo

emitido, la vida media y el color de las lámparas incandescentes de uso normal.

En contraposición tienen el inconveniente de la elevada temperatura (500oC) que puede alcanzarse en la

superficie exterior del tubo; también resulta desfavorable su elevada luminosidad y el montaje obligado en

posición horizontal, salvo que se emplee el modelo de doble envoltura. Al igual que las lámparas

incandescentes normales, su flujo puede regularse mediante dispositivos atenuadores.

2.3 LÁMPARAS FLUORESCENTES

En las lámparas de este tipo, una variedad de las lámparas de descarga a baja presión, la luz se emite por

sustancias que cubren su interior al llegarles radiación ultravioleta, que produce la descarga en vapor de

mercurio a baja presión. Son regulables mediante equipos electrónicos, conservándose un rendimiento

aceptable (65%).

La forma usual de las lámparas fluorescentes es tubular y circular.

Como características básicas enumerarán las siguientes:

- Por el tipo de encendido.- El de precalentamiento (mediante el llamado cebador o arrancador de la

lámpara), el de encendido rápido y las de encendido instantáneo.

- Por su color.- Existen del color blanco cálido, blanco frío, luz día.

- Eficacia luminosa.- Dada la variedad de tipos existentes son muy variables, entre 50 y 85 lm/W.

- Vida Media.- Depende mucho del tipo (y de la forma de su utilización), variando entre 4,000 y 20,000

h.

- En cuanto a las condiciones de utilización cabe destacar las siguientes:

- El número y tipo de encendidos influye decisivamente en la vida de los fluorescentes.

- Los consumos en los aparatos auxiliares pueden estimarse en un campo de variación de alrededor al 10

% del consumo en el fluorescente.

- Las variaciones en la tensión del suministro los afectan reduciendo el flujo luminoso emitido. Si existe

riesgo de estos defectos se deben elegir balastos adecuados (autoestabilizadores) que atenuarían esta

disminución y al mismo tiempo mejorarían la vida y las condiciones de encendido.

2.4 LÁMPARAS DE ALTA INTENSIDAD DE DESCARGA

En este tipo de lámparas, la alta intensidad de la luz se produce al excitar un gas, un vapor o la mezcla de

ambos, contenidos en un tubo a alta presión.

Para conectarlas a la red deberán, dada la característica negativa de la descarga, intercalarse siempre los

aparatos eléctricos correspondientes, como balastos o reactancias (bobinas de inductancia), o

autotransformadores de fugas magnéticas, arrancadores o ignitores, condensadores, etc.

2.5 LÁMPARAS DE VAPOR DE MERCURIO



229

En las lámparas de vapor de mercurio la radiación emitida en un tubo por la descarga en vapor de mercurio

a alta presión se corrige con un recubrimiento fluorescente en el interior de la ampolla. Su color es

aceptable aunque su economicidad no es muy buena.

Las lámparas de vapor de mercurio se caracterizan por:

- Potencias : 50, 80, 125, 250, 400, 700, 1,000 y 2,000 W

- Eficacia luminosa : Están en función a las características del fabricante, de manera referencial

se puede indicar valores entre 40 y 60 lm/W, según el orden creciente de las

potencias.

- La vida útil de un lote representativo de lámparas puede fijarse entre las 9,000 y 14,000h.

- Para que emita todo el flujo hace falta que transcurra unos 6 seg. a partir de la conexión, a no ser que

haya sido desconectado poco antes, en cuyo caso son precisos unos 10 minutos.

2.6 LÁMPARAS DE HALOGENUROS METÁLICOS

Son lámparas de mercurio a las que se añaden ciertos halogenuros metálicos de tierras raras (yoduros de

indio, disprosio, talio, sodio, holmio, tulio, europio). Tanto su economicidad como su color son excelentes.

Además de tener la ampolla una forma tubular y ovoide, este tipo de lámparas se caracteriza por lo siguiente:

- Potencias : 175, 250, 360, 400 W

- Rendimiento Luminoso : Entre 68 y más de 100 lm/W

- Luminancia media : 700 cd/m2

- Vida media : La duración de un lote significativo de lámparas oscila entre

15,000 y 20,000 h.

Existen lámparas para sustituir a las de incandescencia, compactas, roscadas y con equipo auxiliar electrónico

incorporado cuyas potencias son de 15 W, 30 W y 45 W.

2.7 LÁMPARAS DE SODIO DE BAJA PRESIÓN

En este tipo de lámparas la luz se produce en gran cantidad por descarga en vapor de sodio a baja presión.

Dada su deficientísima reproducción del color, generalmente solo se emplea cuando nos sea necesaria la

reproducción cromática. La regulación de su flujo es posible, aunque presenta problemas.

Se caracterizan por ciertas condiciones, como las siguientes:

- Potencias : Se dispone de lámparas de 18, 35, 55, 90, 135, y 180 W.

- Eficacia luminosa : Están en función a las características del fabricante, de manera referencial se puede indicar valores entre 125 y 185 lm/W, según el orden creciente de las potencias.



230

- Consumo incluyendo equipos auxiliares: se pueden considerar entre 100 y 150 lm/W.

- La vida útil de un lote representativo de lámparas es de 9,000 h.

- Permiten la regulación de la emisión luminosa conservando un alto rendimiento.

2.8 LÁMPARAS DE SODIO DE ALTA PRESIÓN

La luz generada por estas lámparas se realiza por descarga eléctrica en vapor de sodio a lata presión. Son

lámparas de gran economicidad, aunque con deficiente reproducción del color.

Además de tener la ampolla una forma tubular y ovoide, este tipo de lámparas se caracteriza por lo

siguiente:

- Potencias : 70, 150, 250, 400, 1000 W

- Rendimiento Luminoso : Entre 90 y 130 lm/W

- Luminancia media : 500 cd/m2

- Vida media : La duración de una emisión aceptable de flujo es de unas 10,000 h

para las bajas potencias y alcanza más 20,000 h, para las de

potencia elevada.

Dentro de las distintas lámparas enumeradas se puede concluir que las lámparas de vapor de sodio de alta

presión son las que proporcionan mejores expectativas para el alumbrado industrial. Solamente cuando el

color sea una exigencia básica, deberá recurrirse a las lámparas de halogenuros metálicos.

3. TIPOS DE LÁMPARAS PARA EL COMERCIO Y VIVIENDAS

Para el alumbrado comercial y residencial, actualmente existen en el mercado nuevos tipos de lámparas que

permiten sustituir a las lámparas incandescentes y en algunos casos a las lámparas fluorescentes, además por

tener un mayor tiempo de vida útil y un menor consumo de energía.

3.1 MINI FLUORESCENTES COMPACTOS O FOCOS AHORRADORES

Son lámparas sustitutivas de las incandescentes. Constan de un tubo fluorescente que se enrolla para reducir el tamaño incorporado y un casquillo normal (E 27) que permite efectuar el cambio sin la menor dificultad. Los Focos Ahorradores se fabrican en potencias de 11,

20, 23 y 50 W de potencia.

Esta serie de lámparas fluorescentes compactas estan dotadas con un arrancador y reactancias. En luminarias interiores y exteriores de

prolongado uso, estas lámparas ayudan a ahorrar considerablemente los gastos de servicio.

Las ventajas esenciales son:

- Clara como una lámpara incandescente de 50, 75 y 100 W.

-

- Luz cálida y agradable como la lámpara incandescente.



231

- Reproducción cromática excelente.

- Usan el casquillo nominal E 27 igual que las lámparas incandescentes normales.

- Este tipo de lámparas ofrecen un alto rendimiento, bajo costo y consumo, hasta 5

veces menos energía que una lámpara incandescente normal y además dando mejor

luz.

- La duración promedio de este tipo de lámparas, según los fabricantes, es de los años.

Estas lámparas tienen una vida útil aproximada de 10,000 horas.

4. ASPECTOS IMPORTANTES DEL ALUMBRADO COMO PARTE

INTEGRANTE DE UNA AUDITORÍA ENERGÉTICA

4.1 LA TENSIÓN DEL SUMINISTRO

A. Incidencia sobre la eficacia

Todas las lámparas se ven afectadas, en su eficacia y en el flujo emitido, por la tensión de

suministro de la energía eléctrica. Por ejemplo una lámpara de incandescencia

subtensionada un l0 % emite el 70 % de su flujo luminoso inicial, reduciéndose su eficacia

al 80 %. Algo similar ocurre con las lámparas de descarga, con incidencia variable según

sus tipos y las características de sus accesorios; así, por ejemplo, en el caso de una lámpara

de vapor de mercurio, el flujo emitido se reducirá un 20% si la tensión del suministro

eléctrico es el 90% de la nominal, si se utiliza un buen balasto inductivo, o un 2 % si este

es del tipo regulador.

La sección de los conductores influyen en la caída de tensión que se ocasiona a lo largo de

un circuito; si se tiene unas dimensiones inadecuadas (sub dimen-sionamiento inicial,

incremento de las cargas conectadas sobre las previsiones realizadas, etc.) la tensión del

suministro eléctrico a las lámparas o accesorios podrá ser tan baja que resulte inadmisible

desde el punto de vista económico, dada su incidencia negativa sobre la eficacia de las

fuentes de luz.

B. Incidencia sobre la calidad

Las características de las lámparas, cuando éstas funcionan subtensionadas, se ven

afectadas en muchos aspectos que inciden en la calidad de la iluminación; básicamente, en

el flujo que emiten y en el color de la luz que proporcionan. Por consiguiente, si el circuito

al que se conecta una lámpara está subdimensionada y, por consiguiente, la tensión de

suministro de energía eléctrica es menor que la nominal, la calidad de la iluminación puede

ser muy inferior a lo previsto o deseado.



232

El color de la luz emitida por las lámparas de incandescencia depende de la tensión de la

corriente eléctrica a la que se conecta, pues es función de la temperatura que alcanza el

filamento. Así, por ejemplo, una lámpara de incandescencia de una eficacia de 20 años

conectada a su tensión nominal emite una luz con una temperatura de color muy cerca a los

3,000ºK, mientras que si aquella se reduce en 10%, dicha temperatura descenderá por

debajo de los 2,900ºK. Algo similar ocurre con las lámparas de descarga (tubos

fluorescentes y lamparas de alta intensidad de descarga), pues el color de la luz que emiten

varia con la presión de los gases dentro de las lámparas o tubos de descarga que, a su vez,

depende, entre otros factores de las características constructivas y condiciones de empleo,

de la tensión de la corriente a la que se conecta. Esta variación de color, sobre todo en las

lámparas de halogenuros metálicos, cuyo uso viene determinado con frecuencia por su

elevado índice de rendimiento en color, aconseja en muchos casos, la utilización de

balastos autoreguladores.

Por todo lo indicado, se comprende la importancia de conectar las lámparas, o sus

accesorios, a la tensión nominal y, de ahí, la trascendencia de que las caídas de tensión en

los conductores que las alimentan sean los mínimos compatibles con la economicidad de la

red eléctrica.

C. Incidencia sobre el funcionamiento

Si las lámparas de descarga funcionan subtensionadas, muchas de las características que

influyen en el costo de la iluminación se ven afectadas negativamente y, por consiguiente,

cuando la sección de los conductores no está bien dimensionada, la economicidad de la

instalación de alumbrado será inferior a lo que sería posible o deseable.

Lógicamente, ello afecta a las instalaciones realizadas con todo tipo de lámparas, da la

influencia de la tensión a que se conectan sobre su eficacia; pero, en el caso de lámparas de

descarga, ello afecta a otros factores que condicionan la economicidad de su uso como, por

ejemplo, a su duración, a las características de la curva de mortalidad, etc. Se incrementa

así el costo del reemplazo de lámparas, uno de los de mayor peso en el gasto ocasionado

por la conservación de la instalación.

Si, como consecuencia de posibles fluctuaciones en la tensión de la corriente eléctrica

suministrada, cuyo valor mínimo puede verse reducido aun más por su

subdimensionamiento de los circuitos de alimentación, las lámparas de descarga llegan a

apagarse y posteriormente a encenderse, ello incidirá muy desfavorablemente sobre la

calidad de servicio del alumbrado y, si este proceso se repite, la duración de la fuente de

luz podría verse afectada.

Cuando la lámpara de descarga arranca con tensiones inferiores a la nominal, se desprende

más material, acortándose su vida; ello, que no solo afecta a la duración de la lámpara sino

también a la depreciación del flujo que emite a lo largo de su utilización, puede modificar

decisoriamente la curva de mortalidad, impidiendo que pueda usarse con validez para

efectuar el programa de mantenimiento.



233

4.2 ANÁLISIS DE LA ILUMINACIÓN

Fig. II.1.1 Iluminación

A. Tipos de iluminación

Iluminación General

Iluminación Centralizada (Focalizada)

Iluminación Combinada

B. Selección de parámetros que inciden en la actuación visual

Se van a establecer aquellos parámetros de la iluminación que condicionan la actuación visual de la

persona y, por tanto, inciden en la seguridad y productividad con que se realizarán las tareas laborales, y

se determinará su valor para satisfacer los objetivos deseados.

Como parámetros básicos para la cuantificacion del servicio, en su caso, se emplearán la luminancia, su

uniformidad, el deslumbramiento y, en su caso, el color de la luz. Estas magnitudes se refieren, en

general, al alumbrado artificial, ya que la luz diurna no será suficiente durante toda la jornada laboral,

salvo en casos muy excepcionales.

C. Niveles de iluminancia y uniformidad recomendables

Para fijar la banda de iluminaciones se utilizará el siguiente cuadro de iluminancias recomendadas para

Interiores.

Ciertamente, existen métodos para que se puedan fijar valores de la iluminancia de mayor validez. Uno

de los más recientes consiste en estudiar la tarea o las tareas que se van a efectuar en los distintos

puestos de trabajo y medir en ellos el contraste equivalente de la tarea. Una vez determinado el

1 m 2

1 lux

1 lumen



234

contraste equivalente puede pasar a establecerse, empleando el cuadro de categorías de iluminancia, y

determinar la iluminancia que deberá alcanzarse para lograr una actuación visual que garantice la

realización segura, exacta y rápida de los trabajos laborales.

Tabla II.1.1 Iluminancias recomendadas para interiores (I.E.C., 1975)

Intervalo Iluminancia recomendada (lx) Clase de actividad

A.- Iluminación general en zonas

pocos frecuentadas o que

tienen necesidades visuales

sencillas

20

30

50

75

100

150

200

Zonas públicas con alrededores

oscuros.

Unicamente como simple

orientación en vistas de corta

duración.

Lugares no destinados para trabajo

contínuo.

B.- Iluminación general para

trabajo en interiores

300

500

750

1000

1500

2000

3000

Tareas con necesidad visual

limitadas (maquinarias pesadas,

salas de conferencias).

Tareas con necesidad visual normal

(maquinarias media, oficinas).

Tareas con necesidad visual especial

(grabado, inspección textil).

Tareas prolongadas que requieren

precisión (electrónica, relojería).

C.- Iluminación adicional en

tareas visuales exactas

5000

7500

10000

15000

20000

Tareas visuales excepcionalmente

exactas (montaje microelectrónico).

Tareas visuales muy especiales

(operaciones quirúrgicas).

Tabla II.1.2 Categorías de iluminancia según los valores del contraste equivalente de la tarea visual

Contraste Equivalente G(-) Categoría de Iluminancia

0.75 - 1.00 D

0.62 - 0.75 E

0.50 - 0.62 F

0.40 - 0.50 G



235

0.30 - 0.40 H

0.30 I

D. Comparación entre las iluminancias existentes y recomendadas

Un método muy práctico para contrastar las iluminancias que se tengan en un local respecto a las

recomendadas por las normas, consiste en realizar los siguientes pasos empleando una planta del local

donde tienen lugar las actividades industriales.

Se empieza por asignar a las zonas en que se realizan los distintos trabajos, las iluminancias determinadas

anteriormente, en función de la dificultad visual de las mismas.

Se estudia la posibilidad de agrupar las áreas donde se realizan tareas de similar dificultad; también se

intentará situar, dentro de lo posible, los puestos de trabajo en los que se realizan las tareas más exigentes

en la zona en que existe la luz natural; si la iluminancia determinada es elevada, superior a 500 lux, se

estudiará la posibilidad de dotar al puesto de trabajo de un alumbrado localizado.

Se procede a reajustar las distintas iluminancias, para lograr una uniformidad aceptable entre las zonas

inmediatas, es decir, que los saltos entre las iluminancias medias de dos zonas contiguas no sean superiores

a 3:1.

Se medirán las iluminancias colocando la célula del luxómetro sobre la tarea; normalmente para la mayoría

de las tareas el luxómetro se situará horizontal y a una altura sobre el suelo de unos 80 cm. La medición se

hará como mínimo, en el caso usual de luminaria distribuidas simétricamente, en los puntos indicados. Se

suman los 9 valores obtenidos de la iluminancia, se divide por 9 y el resultado es el valor que se tomará

como el de iluminancia media. Se divide el menor de los 9 valores obtenidos por la iluminancia media

calculada, y el resultado se toma como coeficiente de uniformidad.

Se pasan a una planta, a ser posible en papel transparente, los valores medidos de iluminancia y el plano se

superpone sobre la distribución de iluminancias recomendables.

E. Deslumbramiento reflejado

Si se comprueba la aparición de deslumbramiento reflejado, es necesario adoptar medidas para atenuar las

causas que lo producen, como son las que siguen:

Modificar las posiciones relativas del equipo de alumbrado y el puesto de trabajo, de forma que, en la zona

ofensiva, no quede situada ninguna luminaria.

Si la anterior modificación no es posible, pueden reemplazarse las luminarias en servicio por otras cuya

distribución sea la adecuada, tipo “ala de murciélago”, para reducir el deslumbramiento a límites

aceptables; o bien, aumentar la luz incidente sobre el puesto de trabajo, pero que proceda de luminarias

situadas fuera de la zona ofensiva.

En ciertos casos, modificar las superficies especulares o semiespeculares de las tareas

haciéndolas mates, con lo que se eliminan o reducen a valores aceptables las reflexiones de

velillo.

F. Color de la luz para la tarea

Para la mayoría de las tareas visuales que se realizan en la industria, el color de la luz no tiene ningún efecto

significativo sobre la agudeza visual. Sin embargo, cuando la discriminación o la comparación de colores son



236

parte importante del proceso laboral, el color de la luz, básicamente el índice de rendimiento en color, de la

fuente luminosa, debe ser escogido adecuadamente. Por ejemplo, en la industria de artes gráficas es

conveniente, incluso necesario, que las lámparas que se utilicen tengan un índice de rendimiento en color de

90; y sin llegar a una exigencia tan crítica, otras muchas industrias alimentarias, textiles, etcétera, requieren

también que la luz bajo la cual se efectúa; permita una aceptable discriminación de los colores, lo cual exige

que tenga un índice de rendimiento en color del orden de 80.

Como la mayoría de las lámparas que proporcionan luz con un índice elevado de rendimiento en color tienen

una eficacia inferior a aquellas que lo tienen bajo, la fijación del índice es una decisión importante para lograr

economías energéticas.

G. Satisfacción de exigencias luminosas ambientales

Será necesario analizar, a continuación, si el alumbrado contribuye a crear un ambiente

luminoso del local, que proporcione sensaciones de agrado y bienestar de los usuarios, ya

que ello es una exigencia social e influye, además, en las motivaciones laborales y en la

productividad. Lógicamente, la contribución del alumbrado a la creación ambiental

influye también en la eficacia del alumbrado. Veamos la forma de analizar el

cumplimiento de las existencias cualitativas del ambiente.

H. Comprobación de la distribución de luminancias

Dadas las dificultades para la medición directa de las luminancias (claridades) de la tarea, de sus alrededores,

de las paredes y del techo, es más práctico, hoy, medir sus reflectancias y las iluminancias que proporciona

el alumbrado.

Las luminancias se medirán con el luxómetro y se compararán con las que se recomiendan.

Si estos valores no se encuentran dentro de los valores recomendados, pueden tomarse normalmente, las

medidas que se indican a continuación.

Modificar la reflectancia de las paredes, techos o suelos, a fin de satisfacer los valores recomendados.

Si, por otro motivo, fuese aconsejable reemplazar o sustituir las luminarias en servicio, se escogerán aquellas

cuya distribución fotométrica permita alcanzar los valores recomendados.

Si ello no es aceptable, puede incrementarse la reflectancia de las paredes y techos para compensar, hasta

donde sea posible, una menor iluminancia sobre dichas superficies.

Instalar algunas luminarias que permitan, con las actuales en servicio, satisfacer las exigencias consideradas

como aceptables.

I. Comprobación del deslumbramiento directo

Se comprobará si las luminancias de las luminarias existentes quedan dentro de los valores límites.

Se comienza a medir a qué altura sobre el ojo del trabajador están instaladas las luminarias. En la siguiente

figura puede verse la forma de establecer dicha distancia “h”, en los casos más normales de un trabajador

levantado y sentado.

Se pasa a deducir los valores aplicables del ángulo de elevación , en que ha de medirse la luminancia.



237

Se pasa a comprobar si se cumplen los valores límites de luminancia de las luminarias o

lámparas desnudas. En el caso de no contarse con los datos necesarios por no

suministrarlos el fabricante, podrían efectuarse las mediciones de la distribución

fotométrica que proporcionan las luminarias en servicio en un laboratorio de garantía.

J. Factores de reflexión y Transmisión

Tabla II.1.3

Estuco blanco (nuevo, seco) 0.70 - 0.80

Estuco blanco (viejo) 0.30-0.60

Acuarela blanca 0.65-0.75

Olco Blanco 0.75-0.85

Pintura de aluminio 0.60-0.75

Hormigón (nuevo) 0.40-0.50

Hormigón (viejo) 0.05-0.15

Ladrillo (nuevo) 0.10-0.30

Ladrillo (viejo) 0.05-0.15

Tablero de fibra de madera (crema, nueva) 0.50-0.60

Tablero de fibra de madera (crema, vieja) 0.30-0.40

Madera clara de abedul y arco 0.55-0.65

Madera de roble, laqueada en claro 0.40-0.50

Madera de roble, laqueada en oscuro 0.15-0.40

Madera de caoba o nogal 0.15-0.40

Cortinas amarillas 0.30-0.45

Cortinas rojas 0.10-0.20

Cortinas azules 0.10-0.20

Cortinas de color gris plata 0.13-0.25

Cortinas de color marrón oscuro 0.10-0.20

Terciopelo negro 0.005- 0.01

"Reflectal" 0.95-0.98

Plata pulida 0.88-0.93

Esmalte blanco 0.65-0.75

Níquel pulido 0.53-0.63

Níquel mate 0.48-0.52

Aluminio pulido 0.65-0.75

Aluminio mate 0.55-0.60

Aluminio "Alzac" 0.80-0.85

Cobre 0.48-0.50

Cromo pulido 0.60-0,70

Cromo mate 0.52-0.55

Hojalata 0.68-0.70

Fuente: Ahorro de Energía en Sistemas Eléctricos - ICAITI

Tabla II.1.4

Color Claro Medio Oscuro



238

Amarillo 0,70 0,50 0,30

Beige 0,65 0,45 0,25

Marrón 0,50 0,25 0,08

Rojo 0,35 0,20 0,10

Verde 0,60 0,30 0,12

Azul 0,50 0,20 0,05

Gris 0,60 0,35 0,20

Blanco 0,80 0,70

Negro 0,04 Fuente: Ahorro de Energía en Sistemas Eléctricos - ICAITI

K. Factor de Transmisión de algunos materiales

Tabla II.1.5

Cristal claro 0.90-0.93

Cristal mate 0.55-0.65

Cristal de prisma 0.65-0.75

Cristal opalino 0.59-0.84

Vidrio lechoso 0.10-0.38

Cristal con capa opalina 0.35-0.65

Seda blanca 0.60-0.70

Seda de color 0.15-0.55

Pantalla de seda con forro blanca 0.05-0.35

Papel apergaminado 0.40-0.45 Fuente: Ahorro de Energía en Sistemas Eléctricos - ICAITI

5. CARACTERÍSTICAS DE LOS SISTEMAS DE ILUMINACION

5.1 TIPOS DE LÁMPARAS ELÉCTRICAS

Tipo Potencias

Flujo

Luminoso/Eficacia

Luminosa

Observación Vida Media de

un Lote

Lámparas

incandescentes

25, 50, 100,

150, 200, 500 y

1,000 W

220, 600, 1,250, 2,000,

2,900, 8,300 y 18,000

Lúmenes

Se pueden conectar

directamente a la red, sin

necesidad de ningún accesorio

eléctrico.

Aprox. 1000 h.

Lámparas

Fluorescentes

20, 32, 40, 80 W 1000, 2000, 5600

lúmenes

Forma tubular y circular.

Existen del color Blanco

cálido, blanco frío, luz día.

El número y tipo de

encendidos influye

decisivamente en la vida de los

fluorescentes.

Entre 4,000 y,

20000 h.

Lámparas de

Vapor de

Mercurio

50, 80, 125,

250, 400, 700,

1,000 y 2,000 W

Eficacia luminosa:

Entre 40 y 60 lm/W,

según el orden

creciente de las

potencias.

Para que emita todo el flujo

hace falta que transcurran unos

6 seg. a partir de la conexión

Entre las 9,000 y

14,000 h.



239

Lámparas de

Halogenuros

metálicos

175, 250, 360,

400 W

Rendimiento

Luminoso: Entre 68 y

más de 100 lm/W

Son lámparas de mercurio a las

que se añaden ciertos

halogenuros metálicos

Entre 15,000 y

20,000 h.

Lámparas de

Sodio de Baja

Presión

18, 35, 55, 90,

135, y 180 W.

Eficacia luminosa:125

y 185 lm/W, según el

orden creciente de las

potencias; incluyendo

equipos auxiliares: se

considera entre 100 y

150 lm/W.

Permiten la regulación de la

emisión luminosa conservando

un alto rendimiento.

Aprox. 9,000 h.

Tipo Potencias

Flujo

Luminoso/Eficacia

Luminosa

Observación Vida Media de

un lote

Lámparas de

sodio de Alta

Presión

70, 150, 250,

400, 1000 W

Rendimiento

Luminoso: Entre 90 y

130 lm/W

Son las que proporcionan

mejores expectativas para el

alumbrado industrial.

Solamente cuando el color sea

una exigencia básica, deberá

recurrirse a las lámparas de

halogenuros metálicos.

Duración de

10,000 h para

bajas potencias y

más de 20,000 h,

para potencias

elevadas.

Lámparas

Compactas

7, 11, 20, 23 y

40 W .

800, 1000, 1250

lúmenes

Son lámparas sustitutivas de

las incandescentes. Constan de

un tubo fluorescente que se

enrolla para reducir el tamaño

incor-porado y un casquillo

normal (E 27).

Aprox. 8,000

horas.

Mini

Fluorescentes

Compactos

15, 20, 23 y 40

W .

900, 1200, 1500

lúmenes

Esta es una nueva serie de

lámparas fluorescentes com-

pactas, dotadas con un

arrancador y reactancia incor-

porados. Tienen un casquillo E

27, las lámparas

incandescentes usuales se

pueden cambiar sin la menor

dificultad.

Tienen una vida

útil aproximada

de 8,000 horas

dependiendo de

la marca.

5.2. LUMINARIAS

Es el aparato que sirve para repartir, filtrar o transformar la luz de las lámparas, y que incluye todas las piezas

necesarias para fijarlas y protegerlas y para conectarlas al circuito de alimentación.

Con las componentes ópticas de las luminarias se trata de disminuir la luminosidad (luminancia) de las

lámparas y de redistribuir la luz de forma más conveniente para la iluminación deseada, conservando un

elevado rendimiento luminoso.

Las luminarias se clasifican según la distribución del flujo luminoso, así se tiene luminarias de tipo directo,

semidirecto, general difusa, directa-indirecta, semi-indirecta e indirecta.

Como características constructivas más importantes se señalan las siguientes:

- Distribución luminosa y reparto de flujo.- Este dato fotométrico proporciona la intensidad luminosa

(en candelas) emitida por la lámpara en cierto número de direcciones con una serie de intervalos de

ángulos. Estos valores se dan generalmente para una emisión unitaria (1,000 lm) de flujo luminoso.



240

- Luminancias límites.- Para apreciar la luminosidad de una luminaria para tubos fluorescentes es

necesario conocer la luminancia (en candelas por metro cuadrado cd/m2), con que se ve en ángulos

elevados (45º y generalmente 55º, 65º, 75º y 85º) respecto al nadir (vertical descendente)

- Apantallamiento.- El ángulo crítico por encima del cual puede provocarse deslumbramiento directo es

de 45ºC con la vertical descendente.

- Envejecimiento irrecuperable.- Los componentes de la luminaria sufren a lo largo de su utilización

unas pérdidas permanentes, no recuperables mediante operaciones de mantenimiento.

En el caso de reflectores, las superficies con acabados especulares envejecen más lentamente que las que

tiene acabados mates.

Entre las características de uso de las luminarias a aplicar en el momento de su empleo se tienen:

- Utilización.- La utilización es la relación (en %) entre el flujo luminoso que llega aun plano de trabajo

considerado y el flujo que sale de la luminaria.

- Factor de utilización.- Es la relación (en % ) entre el flujo luminoso que llega a un plano de trabajo

determinado y el flujo luminoso que emiten la o las lámparas funcionando desnudas. Equivale al

producto de la utilización y el rendimiento de la luminaria.

Además se tienen otras características eléctricas como el grado de protección, resistencia física, resistencia al

calor.

32. 5.3 LÁMPARAS

33.

34. A. FLUORESCENTE

Pines Bulbo Fósforo Cátodo Tubo de vacío

Mercurio Gas

Base

Fig. II.2.2.

35.



241

36. B. LÁMPARA DE DESCARGA EN GAS

B.1 Halógena

Fig. II.2.3.

B.2 Lámpara de sodio de alta presión



242

Fig. II.2.4.

B.3 Lámpara de sodio de baja presión

Fig. II.2.5.

B.4 Lámpara de Mercurio



243

Fig. II.2.6.

5.4 MODELO DE EFICIENCIA EN ILUMINACIÓN

Fig. II.2.7.



244

5.5. BALANCE DE ENERGÍA

A. Lámpara incandescente

B. Lámpara fluorescente

37. C. LÁMPARA DE HALURO METÁLICO

POTENCIA DE

ENTRADA

(100%)

PÉRDIDAS NO

RADIACTIVAS

(18%)

RADIACIÓN

(82%)

PÉRDIDAS DE

POTENCIA

(18%)

RADIACIÓN

VISIBLE

(10%)

RADIACIÓN

INFRARROJA

(72%)

POTENCIA DE

ENTRADA

(100%)

PÉRDIDAS NO

RADIACTIVAS

(38%)

DESCARGA DE

RADIACIÓN

(60%)

PÉRDIDA DE

POTENCIA

(42%)

RADIACIÓN

INFRARROJA

(36%)

RADIACIÓN

VISIBLE

(22%)



245

38.

39.

40. D. LÁMPARA DE ALTA PRESIÓN DE SODIO

PÉRDIDAS EN

POTENCIA

(51.2%)

PÉRDIDAS EN

LOS

ELECTRODOS

(9%)

RADIACIÓN

VISIBLE

(24.3%)

RADIACIÓN

INFRARROJA

(24.5%)

PÉRDIDAS NO

RADIACTIVAS

(38.5%)

POTENCIA EN

EL ARCO

(91%)

POTENCIA DE

ENTRADA

(100%)

DESCARGA DE

RADIACIÓN

(52.5%)

RADIACIÓN

ULTRAVIOLETA

(3.7%)



246

41. 5.6 ESQUEMA RECOMENDABLE DE ALUMBRADO EN INTERIORES

42. A. ESQUEMA DE ILUMINACIÓN COMBINANDO FOCOS CONCENTRADORES Y DIFUSORES

PÉRDIDAS EN

POTENCIA

(50.5%)

PÉRDIDAS EN

LOS

ELECTRODOS

(6%)

RADIACIÓN

VISIBLE

(29.5%)

RADIACIÓN

INFRARROJA

(20%)

PÉRDIDAS NO

RADIACTIVAS

(44%)

POTENCIA EN

EL ARCO

(94%)

POTENCIA DE

ENTRADA

(100%)

DESCARGA DE

RADIACIÓN

(50%)

RADIACIÓN

ULTRAVIOLETA

(0.5%)



247

43.

44. B. ESQUEMA DE ILUMINACIÓN CON FOCOS DIFUSORES

6. DISEÑO DE ILUMINACIÓN INDUSTRIAL

- Existe una relación entre la calidad de los productos profesionales y la calidad de las

instalaciones de producción

- La experiencia demuestra que una buena iluminación en las fábricas y talleres es una

manera muy eficaz de incrementar tanto la productividad como la calidad.

- Una buena iluminación aumenta el confort y la seguridad del trabajador , reduce el nivel de errores y

estimula al personal a mejorar su rendimiento.

- En tal sentido es relevante la cuestión de elección de lámpara y el diseño de iluminación.

6.1 TIPOS DE ILUMINACIÓN

A. Iluminación general .- Provee un nivel de iluminación uniforme en toda el área de la nave industrial. Se

determina principalmente por la altura disponible para el montaje de las luminarias:

- Áreas de altura baja (hasta aprox. 7 m): se selecciona usualmente fluorescentes tubulares.

- Áreas de altura media (aprox. de 7 a 12 m): fluorescentes tubulares ó lámparas de descarga de alta

intensidad de fuente puntual.

- Áreas altas (por encima de 12 m): fuentes de luz puntuales.

B. Iluminación localizada .- Provee un nivel de iluminación específica en el puesto de

trabajo.



248

6.2. EL REFLECTOR ÓPTICO ESPECULAR

- Son superficies brillantes de aluminio anodizado.

- Permite reflejar el 90% del flujo luminoso total de la lámpara, lo que permite que una sola lámpara ilumine

como dos.

- La inversión realizada se recupera en 6 meses.

Costo del Consumo de Energía de Lámpara

Fluorescente vs. Costo del Reflelux

- Consumo en W de lámpara + balasto 50 W

- Horas de uso promedio mensual 225 h

- Consumo de energía en kWh/mes 11.25 kWh

- Costo del kWh US$ 0.10

- Costo por consumo de energía mes US$ 1.125

- Costo del Reflelux US$ 7

- Tiempo de recuperación de la inversión 6 meses

6.3 SIETE PUNTOS CLAVE PARA UNA BUENA ILUMINACIÓN INDUSTRIAL

- LUZ SUFICIENTE , tener niveles adecuados de luz, según la naturaleza de la tarea visual. Mayores

necesidades por: probabilidad de cometer errores es menor, motivos de seguridad, edad del trabajador.

- ILUMINACION UNIFORME, una iluminación general con un alto grado de uniformidad, garantiza total

libertad a la hora de situar la maquinaria y los bancos de trabajo. (en cualquier punto 200 lux)

- BUENA ILUMINACIÓN VERTICAL, en ciertos trabajos la tarea visual está localizada en el plano vertical.

Se puede recurrir a las empotradas en el techo que ofrecen una distribución asimétrica de la luz.

- FUENTES DE LUZ BIEN APANTALLADAS, en alturas de montaje bajas es fundamental, debido a que

las fuentes de luz son relativamente brillantes y producen un flujo elevado en todas direcciones. Las rejillas

proporcionan el apantallamiento en la dirección crítica.

-

- BRILLO DE EQUILIBRIO UNIFORME, una iluminación uniforme contribuye a crear una sensación de

confort.

- COLOR DE LUZ AGRADABLE, lo que se necesita es una fuente con una apariencia de color agradable y

un buen rendimiento de color.



249

- BAJO COSTO DE MANTENIMIENTO, es tan importante como la maquinaria moderna y un personal

motivado. De instalar una iluminación buena y eficaz, es de sentido común que se obtendrá menores costos

de energía y mantenimiento.

6.4. OPTIMIZACIÓN DE LA ILUMINACIÓN

ITEM ACCIÓN CORRECTIVA PAY BACK años

1 Uso de fluorescentes T8 (36 W) en reemplazo de los

T12 (40 W) Menor a 1

2 Sustitución de lámparas incandescentes por otras

tecnologías más eficientes 1 a 1.5

3 Uso de balastos electromagnéticos de alta Eficiencia 2

4 Uso de reflectores de aluminio para retirar entre el

25 y 50% de lámparas Menor a 1

5 Control horario mediante temporizadores instalados

en los tableros generales 1.5 a 2

6 Control mediante sensores de presencia 3

7 Utilización de fotoceldas para controlar encendido

de lámparas cercanas a las ventanas 3

8 Uso de techos translúcidos 1.5 a 2

9 Luminarias y diseños nuevos Mayor a 4

6.5 BENEFICIOS ECONÓMICOS DE LA SUSTITUCIÓN DE UN FOCO INCANDESCENTE DE 100

W POR UN FOCO AHORRADOR DE 23W

Comparación de costos para 8000 h de funcionamiento

FOCO AHORRADOR FOCO INCANDESCENTE

Potencia consumida 23 WATT 100 WATT

Flujo Luminoso 1500 lumen 1500 Lumen

Vida Util 8000 horas 1000 Horas

Precio de compra de lámpara 10.00 US$ 0.5 US$



250

Costo de la energía por Kwh 0.10 US$ 0.10 US$

Inversión en 8000 h

Costo de energía en 8000 h

10.00 US$

18.40 US$

4 US$

80US$

COSTO TOTAL 28.40 US$ 84 US$

AHORRO TOTAL 55.60 US$

Para 5 horas de uso diario, el Período de retorno de la inversión es menor a un año

6.6 ILUMINACIÓN RECOMENDADA PARA CENTROS HOSPITALARIOS

Ambiente Nivel de Iluminación (lux)

Consulta ambulatoria E-500, 750,1000 lux

Sala de Anestesias y Cardiología E

Sala de Esterilización E

Sala de Enfermeras C-100,150,200 lux

Examen General E

Sala de Recuperación C

Unidad de Diálisis F-1,000,1,500,2,000 lux

Ascensores C

Sala de Endoscopía E

Oftalmología F

Ambiente Nivel de Iluminación (lux)

Laboratorio E

Sala de Estudios de Médicos F

Sala de Obstetricia General C

Sala de Obstetricia Local E

Sala de partos F

Sala de Recuperación E



251

Sala de Farmacia E

Sala de Terapia Física D-200,300,500 lx

Sala de Radiografía A-20,30, 50 lx

Sala de Terapia Radiográfica B-50,75,100 lx

Sala de Tomográfia Computarizada B

Sala de Instrumentación y Esterilización D

Fuente: Ahorro de Energía en Sistemas Eléctricos – ICAITI

7. EJEMPLO DE DISEÑO DE ALUMBRADO

En esta parte importante de iluminación trataremos el diseño del alumbrado industrial a

modo de ejemplo.

EJEMPLO:

Una nave industrial de 24 metros de largo, 12 de ancho y 7 metros de alto requiere de un

alumbrado eficaz. El nivel de iluminación requerido para la nave es de 300 lux, pero

debido al manejo de materiales no debe haber interferencia con el color.

Luminaria:

Lámpara de halógeno de descarga en gas de 400 W, la cual da un promedio de 32,500

lúmenes.

Reflector de campana con el casco de aluminio anodizado y difusor alrededor.

Local:

Area de 288 m2

El índice del local (k) es una función de sus dimensiones y se calcula con la fórmula:

1 x a

k =

h(1+a)

donde :

l = largo



252

a = ancho

h= altura de montaje

Entonces con los datos que se tienen, se puede calcular k:

24 x12

k = = 1,14

7(24+12)

Las paredes son de color azul claro con una reflectancia de 0.5. El techo es de color blanco

medio con una reflectancia de 0.7 (Ver Tabla II.1.5)

Coeficiente de utilización (CU):

Para deteterminar este factor se utiliza la hoja del reflector que proporciona el fabricante.

Para los valores dados corresponde el valor interpolado de 0.63.

Factor de mantenimiento (FM)

Este factor se refiere al mantenimiento que se le dará a la luminaria con respecto a su

duración. En el se pondera el funcionamiento del balasto, el voltaje aplicado, el cambio de

reflectancia, la depreciación lumínica de la lámpara, la suciedad del ambiente, etc.

Considerando un voltaje estable, en un ambiente limpio y un buen mantenimiento, se

asume que el FM será de 0.70.

Ahora bien, para saber cuál será la cantidad de lámparas que hay que instalar sólo se

necesita resolver la siguiente ecuación:

E.A.

Nº de lámparas =

CU.FM.lamp

donde:

E = Iluminación o nivel de iluminación

A = Area del local

CU = Coeficiente de utilización

FM = Factor de mantenimiento



253

lamp = Flujo luminoso de la lámpara

Nº de lámparas = (300 lx) (288 m2) = 6.03 = 6 lámparas por instalar

(0.63)(0.70)(32,500 lm)

Ahora debemos hacer la disposición de las lámparas para el área dada bajo las siguientes

condiciones:

a) Que las lámparas laterales no deben distar del límite del ambiente no más de 2/3 de la

distancia entre lámparas en un mismo sentido, y

b) Que la distancia entre dos lámparas vecinas no sea mayor que 1.3 de altura de montaje.

Entonces, tomando esto en cuenta, se hacen los cálculos en base a largo, pero primero se

disponen las lámparas según el número, en un orden lógico.

Entonces, se procede con el cálculo matemático:

2/3 d1 + d1+ d1 +2/3 d1 =10/3 d1 =24m

donde d1 = 7.2 m

Para el cálculo en base al ancho se considera la distancia de lámpara a pared de 1/3 de la

distancia entre ambas, entonces:

1/3 da + da + 1/3 da d~ = 10/3 d1 = 12 m

de donde da=7.2m



254

CAPÍTULO II.2:

EFICIENCIA ENERGÉTICA EN MOTORES ELÉCTRICOS

45. 1. TIPOS Y APLICACIONES

Los motores asíncronos (MA) son máquinas eléctricas, las cuales han tenido mayor

aplicación en la industria y artefactos electrodomésticos. Estas máquinas son los

principales convertidores de energía eléctrica en mecánica (actualmente los MA consumen

casi la mitad de la energía eléctrica generada). Su uso es, principalmente, en calidad de

mando eléctrico en la mayoría de los mecanismos, ello se justifica por la sencillez de su

fabricación, su alta confiabilidad y un alto valor de eficiencia.

Hay 2 tipos de MA; los de rotor de jaula de ardilla y los de rotor de anillos rozantes.

46. 2. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO

En el MA se tiene 2 devanados, uno se coloca en el estator y el otro en el rotor. Entre el

estator y rotor se tiene un entrehierro, cuya longitud se trata de, en lo posible, hacerlo

pequeño (s = 0.1 - 0.3 mm), con lo que se logra mejorar el acople magnético entre los

devanados.

Fig. II.3.1.

A v

R

S

T

V

Bobinas de

Estator

RotorEje del

Rotor

Red

Trifásica



255

El devanado del estator puede ser monofásico o trifásico (en caso general polifásico). En lo

sucesivo se analiza el motor trifásico, cuyas bobinas se colocan en las ranuras interiores del

estator. Las fases del devanado del estator AX, BY, CZ se conectan en tipo estrella Y o

triángulo , cuyos bornes son conectados a la red.

El devanado del rotor también es trifásico (o polifásico) y se coloca en la superficie del

cilindro. En el caso simple se une en corto circuito.

Cuando el devanado del estator es alimentado por una corriente trifásica, se induce un

campo magnético giratorio, cuya velocidad (síncrona) es:

60 f1

n1 =

p

Si el rotor está en reposo o su velocidad n nsinc, entonces el campo magnético giratorio

traspasa los conductores del devanado rotórico e inducen en ellos una f.e.m. En el gráfico

siguiente se muestra por la regla de la mano derecha, la dirección de la f.e.m. inducida en

los conductores del rotor cuando el flujo magnético gira en sentido contrario. La

componente activa de la corriente Irot se encuentra en fase con la f.e.m. inducida.

Sobre los conductores con corriente, empleados en el campo magnético, actúan fuerzas

electromagnéticas cuya dirección se determina por la regla de la mano izquierda; estas

fuerzas crean un Melmagn que arrastra al rotor tras el campo magnético. Si este Melmagn es lo

suficientemente grande entonces el rotor va a girar y su velocidad n2 va a corresponder a la

igualdad.

Melmagn est = M freno rot.

Este es el funcionamiento de la máquina en régimen de motor y es evidente en este caso.

0 n2 n1

A la diferencia de velocidades entre el campo magnético y el rotor se le llama

deslizamiento y se representa por el símbolo s.

n1 - n2

s =

n1

De donde se deduce que en el régimen de motor

0 s 1

En generador : s 0



256

En frenado electromagnético s 1

La principal característica de las MA es la presencia del deslizamiento s, ósea la

desigualdad de velocidades entre el campo del estator y la velocidad del rotor n2 n1.

47. 3. DIAGRAMA ENERGÉTICO DEL MOTOR ELÉCTRICO

Cuando el motor está en funcionamiento, el estator se alimenta de la red y absorbe una

potencia:

P1 = m1.V1.I1.cos1

Parte de la P1 se consume (disipa) en la resistencia R del devanado del estator ocasionando

una pérdida eléctrica Pel, así como una pérdida magnética en el campo del estator Pmag ,

deduciendo dichas componentes, al rotor se le aplica una potencia electromagnética, que se

expresa mediante la siguiente ecuación de balance energético:

Pelmag = P1 - Pel1 - Pmag

Parte de esta potencia se disipa en cubrir las pérdidas eléctricas del rotor Pel2 en su

devanado, la potencia resultante es aquella que va a ser convertida en potencia mecánica,

expresado por:

Pmec = Pelmag - Pel2

En las máquinas de anillos rozantes, además se tienen pérdidas en las escobillas de

contacto, las cuales se añades a la pérdida Pel2.

La potencia mecánica obtenida en el árbol del eje del rotor, se obtiene luego de vencer su

inercia y otras pérdidas adicionales, obteniéndose una potencia P2 :

P2 = Pmec - Pfric - Padic

Pérdidas: Pel est + Padic Pel rot Pfric + Padic



257

Fig. II.3.2

b. 11.1 MOTOR DE C.C. CONEXIÓN SHUNT 11.2 MOTOR ASÍNCRONO

Fig. II.3.3. Fig. II.3.4

11.3. CONEXIÓN EN CASCADA (MECÁNICA)

Eje del

MotorP1Red

Trifás ica

PElmag PmecP2

Pc

(estator)

Pc

(rotor)

P ad

Pm

Ph

E red

E útil

P exc

Pc+Ph

E red

PmE útil



258

Fig. II.3.5

11.4 CONEXIÓN EN CASCADA (ELÉCTRICA)

E red

Pgrupo

regulador

Eútil

Pm

E red

Pc+Ph

(estator) P grupo

regulador

Pc

(rotor)

Eútil

Pm



259

Fig. II.3.6

48. 4. RELACIÓN ENTRE EFICIENCIA () Y DESLIZAMIENTO (S) EN

MOTORES

Para definir la relación entre la Eficiencia y el Deslizamiento s en los motores, se analiza

la eficiencia mediante la relación:

P2 Pelmag P2

= = ( ).( ) = 12

P1 P1 Pelmag

donde 1 y 2 - eficiencias del estator y del rotor

Teniendo en cuenta:

P2 Pelmag - Pel2 - Pfric - Padic

2 = =

Pelmag Pelmag

entonces es válida la siguiente relación:

Pelmag - Pel2 1 - Pel2

2 (1 - s)

Pelmag Pelmag

Por lo tanto:

2 ( 1 - s)

Del análisis realizado se puede concluir con lo siguiente:

Para que un motor funcione en su régimen nominal con una alta eficiencia, es necesario

que en este régimen se tenga un deslizamiento s de pequeña magnitud. Por lo general snom

= 0.01 - 0.06, para ello el devanado del rotor lo diseñan de tal forma que tenga una

resistencia óhmica pequeña.

49. 5. DATOS NOMINALES DE LOS MOTORES ELÉCTRICOS

Potencia, kW ó HP



260

Tensión de servicio, kV ó V

Frecuencia, Hz

Velocidad nominal, r.p.m.

Corriente nominal, Amp.

Corriente de arranque. Amp.

Factor de potencia, cos

Eficiencia, %

6. SISTEMA DE FUERZA

En una planta industrial, se denomina sistema de fuerza al conjunto de todos los equipos e

instalaciones que tiene por objeto realizar un trabajo mecánico y/o de producción. El equipo

eléctrico que puede realizar trabajo mecánico es el motor eléctrico, y por lo tanto son estos

equipos los principales dentro del proceso de producción. El sistema de fuerza a su vez, en

una planta es alimentado con energía desde una subestación de distribución del servicio

público de electricidad. De lo sucintamente descrito se observan la importancia de las

máquinas eléctricas en la industria.

Cabe señalar que los sistemas de refrigeración y calefacción también forman parte del sistema

de fuerza en una instalación eléctrica de tipo industrial.

En el caso de los sistemas de uso residencial - comercial, el sistema de fuerza está

conformado por los circuitos principales de iluminación, aire acondicionado y sistemas

auxiliares (bombas, ascensores, etc.)

Sólo con esta condición en el rotor se va a inducir la f.e.m. y va a surgir un momento Melmag

.funcionando.

El devanado rotor se intercepta con el flujo , originando un deslizamiento ns = n1 - n2

la fuerza de la f.e.m.

F2 = F1 S

6.1 VARIADORES DE VELOCIDAD



261

Fig. II.3.7

6.2 REDUCCIÓN DE NÚMERO DE BOMBAS

Fig. II.3.8

c. d.

- VARIACIÓN DE CAUDAL CON DOS MOTORES DE POTENCIAS DIFERENTES - Equipar el más grande con variador

- Parar un sistema

- Ahorro de un consumo de un motor

6.3 REDUCIR NÚMERO DE TANQUES

M

Variador de

Frecuencia

Tanque

Elevado

f1

f2

M

Rectificador Conversor de f y v

CONTROL

SET POINT

R

T

SM

C



262

Fig. II.3.9

- Funcionamiento intermitente de motor

- Mantener presión

- Reducción de tamaño de tanques

- Presión más uniforme en tuberías

e. 6.4 PRESCINDIR DE CONDENSADORES

Fig. II.3.10

- Sistema de bombeo con motores jaula de ardilla

- El motor requiere potencia reactiva

- Doble efecto: Regulación y compensación

Mf2

f1

f2 f

1M



263

7. GUÍA PRÁCTICA DE CÁLCULO: MOTORES ELÉCTRICOS (Fuente: OLADE – ICAITI)

7.1 POTENCIAS PARA MÁQUINAS

A. POTENCIA PARA EL MOTOR QUE ACCIONA UNA BOMBA

P = Q . d . h/ P- potencia en kW

Q- caudal en m3/S

d- peso específico en N/dm3

h- altura de la elevación en m

- rendimiento mecánico

B. POTENCIA PARA ELEVACIÓN DE AGUA

P = Q . h/75 P- potencia en CV

Q- caudal en m3/s

h- altura de la elevación en m


C. POTENCIAS PARA MÁQUINAS DIVERSAS (Orientativas)

a) Máquinas herramientas para metales

- Torno revolver ................................................... 3 a 20

- Torno paralelo .................................................... 3 a 45

- Torno automático ............................................... 1 a 15

- Fresadora ............................................................ 1 a 25

- Rectificadora ...................................................... 1 a 30

- Martillos pilón .................................................. 10 a 100

- Cizallas ............................................................... 1 a 40

- Máquinas de cortar y roscar ............................... 1 a 20

- Taladradoras verticales ....................................... 1 a 10

- Taladradoras radiales ......................................... 10 a 40

- Mandrinadoras ................................................... 10 a 30

b) Industria de la construcción

- Hormigoneras ...................................................... 3 a 6



264

- Muela, perforadoras, sierras ................................ 1 a 3

- Cintas transportadoras ......................................... 2 a 5

c) Máquinas para trabajar madera

- Sierra de cinta .........…....................................…... 0.5 a 6

- Sierra circular ...................................................…...2 a 6

- Taladradoras ..................................…......................2 a 4

- Cepilladoras ...........................................................20.75

- Tornos ...................................................................1 a 15

d) Máquinas agrícolas

- Empacadoras de paja .............................................. 2 a 5

- Trilladoras ...............................................................7 a 15

- Centrifugadoras de leche .......….…........................0.5 a 3

- Elevadores de granos ...............................................1 a 3

- Elevadores de sacos ....................….........................1 a 3

- Limpiadores de grano ..............................................1 a 3

D. POTENCIA DE UN MOTOR PARA MECANISMOS DE ELEVACIÓN

P = F . v/1,000 . Potencia - potencia mínima del motor en kW

F - fuerza resistente a la marcha en N

F = m . g v - velocidad en m/s


g - aceleración (9.81)

E. POTENCIA DE UN MOTOR PARA UN MECANISMO GIRATORIO

P= M . n/9,550 .

P- Potencia mínima del motor en kW

M- par de giro en Nm

n - revoluciones por min-1

F. POTENCIA DE UN MOTOR PARA EL ACCIONAMIENTO DE GRÚAS CON ACCIONAMIENTO UNILATERAL DEL CARRO



265

P= P1 . mg + 2 (mc + mcar) / m

P- potencia en kW

P1 - potencia mínima necesaria en kW

mg -masa de la grúa en Kg

mc - masa del carro en Kg

mcar - masa de la carga en Kg

G. POTENCIA DE UN MOTOR PARA MECÁNICO DE TRASLACIÓN

P = F . w . v/2. 9,550 .

P- potencia en kW

F- peso total en N

w- Resistencia de traslación 0.007 cojinetes de rodillo 0.020 de fricción

v- velocidad de traslación en m x min-1


H. POTENCIA DE UN MOTOR PARA UN ASCENSOR

P=1/2 . f . v/1,000 .

P – potencia en kW

F- fuerza en N

v- velocidad en m/s


En ascensores y montacargas, el peso de

la cabina y la mitad de la carga útil queda

compensado por el contrapeso

I. POTENCIA DE UN MOTOR PARA MECANISMOS DE ELEVACIÓN

P= F . v/1,000 .

Esta fórmula es igual a la anterior, suprimiendo 1/2 por los conceptos de peso de la cabina y la

mitad de la carga útil.



266

J. POTENCIA ABSORBIDA POR UN VENTILADOR

P= Q . P . 9.81/1,000 .

P - potencia en kW

Q - caudal en m3 /s

P - presión en mm c.d.a. (columna de agua)


K. POTENCIAS PARA MOTORES

1) Potencia necesaria en una máquina

P= M . n/9,550 . m

P = FD . v/1,000 m

P - potencia en kW

M - par de giro de la máquina en Nm

N - número de revoluciones por minuto

m - rendimiento de la máquina

F - fuerza (peso, fricción) en N

V - velocidad en m/s

2) Potencia absorbida por una motor trifásico

P1 = 3 . V . I . cos

P2 = 3 . V . I . cos/735

P3 = 3 . V . I . cos/ 1,000

P1 - en W

P2 - en CV

P3 - en kW

V – tensión nominal en V

I – intensidad nominal en A

cos - factor de potencia

3) Potencia desarrollada por un motor trifásico

P = 3 . V . I . cos. / 1,000

P- en kW

- rendimiento del motor a la potencia nominal

4) Potencia absorbida por un motor de corriente

continua

P = V . 1

P1 = V . I/1,000

P - en W

V – tensión de inducido en V

I – intensidad nominal en A

P1 - en kW

5) Potencia absorbida por un motor monofásico

de corriente alterna

P = V . I . cos

P1 = V . I . cos/ 1,000

P - en W

P1 - en kW

6) Equivalencias

ICV = 736 W (735,4987 W)

IHP = 746 W (745,6999 W), caballo de vapor

Inglés

1kW = 1,36 CV

I MW = 106 W =1,000 kW



267

L. VALORES MODIFICADOS PARA UN FUNCIONAMIENTO A 60 HZ

Los motores bobinados para 50 Hz pueden igualmente ser conectados a redes de 60 Hz. Las

modificaciones de velocidad, potencia y para se indican en el cuadro siguiente:

Bobinado 50

Hz V V

Velocidad

%

Potencia

%

Par nominal

%

Par arranque

%

220 255 +20 +15 -4 -3

380 440 +20 +15 -4 -3

500 600 +20 +15 -4 -3

220 220 +20 - -17 -17

380 380 +20 - -17 -17

500 500 +20 - -17 -17

Las fluctuaciones de tensión admisibles son del orden de + 5% a la potencia y frecuencia

nominales. Los motores bitensión 220/380 V dan el 100% de potencia nominal a 220 V y

alrededor del 85% a 380 V.

Intensidad absorbida. La intensidad absorbida por un motor trifásico viene dada por la

siguiente fórmula:

I = 1000 P/ √3 . V . . Cos P en kW V en voltios

Como norma general, se puede aplicar un consumo de 3 A tensiones de 220 V y motores

pequeños y 2.3 A por CV para motores grandes. Cuando se trata de motores conectados a

tensiones de 380 V (Vf= 380 V), el consumo es de 1.7 A por CV para motores pequeños y

medianos y 1.3 por CV para motores grandes.

El rendimiento y el factor de potencia varían con la carga. En todos los casos conviene

disponer de las características del motor, entregadas por el fabricante.

Velocidad (n) La velocidad de los motores depende del número de polos y de la frecuencia de

la red. Seguidamente se señalan las frecuencias de sincronismo para frecuencia de 50 y 60 Hz,

así como el cálculo de la velocidad sincrónica y asincrónica.

a) velocidad síncronas para motores a 50 y 60 Hz.

N = F x 60/ p

n- número de revoluciones por minuto

F- frecuencia de la red en hertz

p- número de par de polos del motor



268

(p = N +S)

50 Hz 60 Hz

2 polos 3,000 3,600

4 polos 1,500 1,800

6 polos 1,000 1,200

8 polos 750 900

12 polos 500 600

16 polos 375 450

24 polos 250 300

b) Velocidad asíncrona

La velocidad nominal del motor nM con potencia nominal, siempre es menor que la velocidad

síncrona, cuando funciona como motor. La diferencia entre la velocidad síncrona ns, y la real

es el deslizamiento y se define:

S= ns - nN / ns x 100%

Si se trata de pequeños accionamientos, por ejemplo y de potencia de salida de accionamiento

15 kW, el deslizamiento es del 3% aproximadamente de la velocidad síncrona.

7.2. CARACTERÍSTICAS QUE DEFINEN UN MOTOR

1. Tensión (V)

Monofásica, trifásica, corriente contínua,

con diferentes valores (220V, 380V, 500V)

2. Potencia (kW)

En función a la potencia y tensión vendrá dada

la intensidad (A)

3. Frecuencia (Hz)

En Europa, 50 Hz. En América, 60 Hz.

4. Velocidad (n)

Dependerá de la polaridad del motor y

Frecuencia de la red.

5. Nivel de protección del motor (IP--)

6. Forma constructiva

7. Clase de aislamiento (Y...c).



269

8. Factor de potencia (cos)

9. Tipo de servicio (S1...S7).

10. Ejecución de la caja de bornas.

11. Características particulares del motor, además de las

generales dadas por el constructor.

12. Dimensionado del motor y peso.

13. Diagramas de par, velocidad, consumos.

14. Ensayos particulares, cuando se trata de motores especiales,

no incluidos en el catálogo general del fabricante.

A continuación se estudian las principales características de los motores con carácter general

y también particular atendiendo al tipo de motor de que se trate:

Tensión (V) Tensiones trifásicas normalizadas a la frecuencia de 50 Hz: 127 V, 220 V, 380

V, 500 V, 1000 V, 3000 V, 15,000 V, 30,000 V, 45,000 V, 66,000 V, etc. De 50 V a 500 V -

Tensión usual. De 500 V a 1000 V - Tensión especial. Las tensiones inferiores a 1,000 V en

c.a. se consideran de baja tensión (B.T). Los motores más usados se alimentan en B.T.

En función a la tensión que se dispone en la red, se pedirá el motor, atendiendo

principalmente a su forma de conexión.

Para motores con dos tensiones (- ). La tensión menor corresponde a la conexión triángulo

() y la tensión mayor a la conexión estrella ( ) . Las fases del motor deben soportar la

misma tensión, tanto que se conecte el motor en estrella, como en triángulo.

Sea por ejemplo un motor en cuya placa de características se lee V = 220/380 V.

- Con red de 220 V conexión triángulo (). Vf = VL = 220 V

- Con red de 380 V conexión estrella (). Vf = VL / √ 3 = 380/ √ 3 = 220 V.

- La mínima tensión, 220 V, corresponde a la tensión a que deben trabajar las fases del

motor

A los motores en general se pide que suministren la potencia señalada en la placa de

características, aunque la tensión difiera en más o menos 5% de su valor nominal.



270

Una disminución de tensión lleva consigo un aumento de la intensidad necesaria para

conseguir la potencia nominal a la vez que una mejora del factor de potencia y un aumento del

deslizamiento. El calentamiento también será mayor.

Potencia: La potencia de un motor viene dada en kW o en CV (caballo de vapor).

I kW = 1,000 W 1 HP = 746 W 1 CV = 736 W

Frecuencia (F)

En los suministros de energía eléctrica las variaciones de frecuencia están comprendidas en +

1% de variación. Se suele dar el caso de utilizar motores de 380 V a 50 Hz en redes de 440 V

a 60 Hz. La tensión se debería incrementar en un 20% al pasar de 50 a 60 Hz. Si aplicamos la

tolerancia de + 5% para tensión, 440 V estaría comprendida en dicha tolerancia (-3.5%). El

motor incrementaría su potencia un 20%, como consecuencia del aumento de velocidad en

una 20%, al pasar de 50 a 60 Hz.

7.3 RETORNO DE INVERSIÓN CON MOTORES EFICIENTES

EJEMPLO NÚMERO UNO

Un motor grande 200 hp, 1800 rpm (460volts) que opera casi continuamente, en un ambiente industrial a carga

completa.

Ciclo de funcionamiento: 8,000 horas por año):

Motor standard Motor de alta

Eficiencia

Eficiencia 92.4% 96.2%

Potencia de salida (0.7457.kW/hp) 149.1kW 149.1 kW

Potencia de entrada 161.4kW 155.0kW

Pérdida a una carga del 100% 12.3kW 5.9kW

Ahorros de potencia 6.4kW

Costo mayor del motor $2.608

Ahorro de energía a una carga

Del 100%

51,200kWh por año

Ahorro en dólares a $0.0553 por kWh(*)

Recuperación

$2,831.36 por año

11 meses

El ahorro es permanente. Una vez recuperada la inversión, el ahorro continúa durante toda la vida útil del motor.



271

EJEMPLO NÚMERO DOS

La recuperación es a corto plazo aun en el caso de un motor industrial mucho mas pequeño y por consiguiente, menos eficiente, de 5hp, 1800 rpm( 460 volts) porque funciona a tiempo parcial (aproximadamente 4,000 horas por año).

Motor standar Motor de alta

Eficiencia

Eficiencia 84.0% 89.5%

Potencia de salida 3.73kW 3.73kW

Potencia de entrada 4.44kW 4.17kW

Pérdida a una carga del 100% 0.71kW 0.44kW

Ahorros de energía 0.27kW

Costo mayor del motor $94.80

Ahorro de energía a una carga

Del 100%

$1,080kWh por año

Ahorro en dólares a $0.0553 por kWh(*)

Recuperación

$59.72 por año

1 años 7 meses

Fuente: Copper Development Associación Inc. (Asociación de Desarrollo del Cobre)

Publicación de PROCOBRE - Perú

(*) Precio medio del Sector Industrial a Diciembre de 1998

Fuente: Boletín Nº 1, Noviembre 1999, Dirección General de Electricidad

8. RECOMENDACIONES PARA MEJORAR EL USO DE MOTORES

ELÉCTRICOS

8.1 APLICACIONES DE LOS MOTORES - Sistemas de bombeo. - Sistemas de ascensores. - Sistemas de ventilación. - Sistemas de aire acondicionado.

8.2 MEJORAS EN LOS MOTORES - Mejorar la tensión de alimentación. - Reemplazo por otros de mayor eficiencia. - Alternancia de uso en caso de ascensores.



272

- Optimización en sistemas de bombeo. - Compensación reactiva en todos los casos. - Uso de variadores de velocidad.

8.3 MEJORAS EN SISTEMAS DE BOMBEO - Cambio de válvulas y tuberías en el sistema sanitario. - - Reducción de horas de uso de las bombas. - Reemplazo y Utilización de motores de alta eficiencia. - Adecuación de motores a la capacidad de trabajo. - Evitar accionamientos sobredimensionados. - - Programación en el arranque de los motores. - 8.4 MEJORAS EN ASCENSORES - Alternancia en el uso de ascensores, exclusivo para servicio a pisos pares e impares. - Utilización y aplicación de arrancadores de estado sólido. - Aplicaciones de variadores de velocidad.



273

CAPÍTULO II.3: EFICIENCIA EN LOS SISTEMAS DE AIRE COMPRIMIDO

1. GENERALIDADES La sencillez en la operación, la disponibilidad, la facilidad y la seguridad en el manejo de las herramientas y elementos neumáticos han propiciado la gran utilización de la energía de presión contenida en el aire comprimido. A pesar de esto, los sistemas de producción de aire comprimido se mantienen, muchas veces, en estado de descuido y no se les da el valor que se merecen, por lo que presentan malos rendimientos y elevado desperdicio de energía.

La conversión de energía, la generación, distribución y uso de aire comprimido están

acompañados por pérdidas, lo cual se busca minimizar para lograr un rendimiento óptimo de

la planta.

El rendimiento de una instalación de aire comprimido depende de algunos factores como:

- Buen funcionamiento de los equipos.

- Cantidad de aire perdido por fugas y escapes.

- Pérdidas excesivas de carga que afectan la potencia de las herramientas y equipos.

- Selección y funcionamiento óptimo de los equipos consumidores de aire comprimido.

- Transmisión de energía con un mínimo de pérdidas.

El sistema neumático presenta los siguientes problemas: problemas de diseño de red, problemas de funcionamiento de herramientas y máquinas, problemas de mantenimiento. Estos problemas se traducen en mayores costos de operación, mantenimiento y energía, y por supuesto en menor rendimiento.

Recomendaciones para un buen funcionamiento del sistema:

- Eliminar todas las fugas de aire que se presentan en la red de distribución. Las fugas

pueden alcanzar hasta un 50% de la capacidad instalada en instalaciones descuidadas. Con

una inversión moderada deben limitarse a menos del 5%.

- Eliminar líneas de distribución que no sean necesarias.

- Limpieza periódica de los filtros de aire.

- No usar aire comprimido para ventilación o limpieza.



274

- Controlar las mediciones de consumo para corregir anormalidades.

- Determinar la presión mínima requerida para la operación satisfactoria de todos los

equipos y efectuar su control.

- Dimensionar correctamente el tamaño de las líneas.

- Apagar los compresores cuando no se requiera aire comprimido.

- La temperatura del aire de aspiración no debe ser mayor a la recomendada por el

fabricante.

- Instalar separadores de condensado y drenajes en los extremos de los ramales con el fin de

eliminar la necesidad de soplar las líneas para extraer el agua.

2. EFICIENCIA ENERGETICA EN LOS COMPRESORES

2.1 ASPECTOS GENERALES

De manera simple se puede considerar la potencia suministrada al compresor como proporcional al caudal de aire y al aumento de presión.

P = Q x (P2 - P1) (1)

El caudal Q y el aumento de presión dependen del diseño del equipo y de las condiciones

de operación, en particular de la velocidad de rotación.

De la ecuación (1) resulta que la demanda de potencia puede reducirse mediante la

reducción del caudal o la diferencia de presiones.

50. 2.2 OPORTUNIDADES DE AHORRO

A. Reducción de fugas de aire comprimido - El caudal total que circula en los compresores de aire es una función de la carga

del equipo, más las fugas. Las fugas de aire comprimido son la mayor y más importante fuente de desperdicio de energía en la mayoría de estos sistemas.



275

- El volumen de pérdidas aumenta con la presión y las horas de operación del sistema.

- Las pérdidas de aire aumentan en función directamente proporcional al cuadrado del

diámetro del agujero.

- El costo que representan las fugas puede encontrarse multiplicando la cantidad de aire

desperdiciado, por la energía necesaria para comprimirlo a la presión del sistema y por el

costo de energía:

Costo (US$) = m3 . kW . t (h) . US$

min m3/min kWh

Sin embargo, este procedimiento es indirecto e inexacto, ya que hay que estimar el número y

tamaño de las fugas

- Un método más exacto consiste en cronometrar el ciclaje de servicio del compresor

necesario para mantener la presión en el sistema con todo el equipo alimentador

previamente desconectado en su totalidad. Esto debe hacerse cuando no hay producción,

puesto que es más fácil de ubicar las fugas.

- La reparación de fugas es una operación sencilla y barata que debería ser parte del

mantenimiento, pero suele olvidarse. Un cálculo sencillo indica que una docena de

agujeritos de 3 mm de diámetro en un sistema de 100 psig desperdicia potencia

equivalente a US$ 23,700 por año, a un costo de US$ 0.08 por kWh.

- La lubricación correcta y el mantenimiento apropiado de las transmisiones, la limpieza y

el reemplazo oportuno de los filtros de aire de succión son otras técnicas de

mantenimiento que pueden originar economías de energía. Las pérdidas de presión a

través de filtros sucios causan una presión negativa en la cámara de succión y aumenta el

factor (P2 - P1) de la ecuación (1).

B. Reducción de la presión del sistema al mínimo posible

- El ajuste de presión debe hacerse un poco más alto que el correspondiente a las demandas

del equipo, para compensar las caídas de presión que hubiere en las líneas de distribución.

- Las caídas de presión son proporcionales a la longitud de las líneas y al cuadrado de la

velocidad frontal del gas que se mueve dentro de ellas. La velocidad del gas a su vez, es

igual a:

Q 4 Q

V = = (para tuberías circulares)

A d2

Siendo d el diámetro interior de la tubería y Q el caudal.



276

- Las pérdidas por fricción en el sistema pueden reducirse, colocando los compresores cerca

de los puntos de consumo, aumentando el diámetro de las tuberías de distribución y

eliminando fugas.

- Conviene también examinar las posibilidades y las ventajas de instalar varios sistemas para varias presiones, ya que, por lo general, son pocos los equipos que demandan altas cantidades de aire.

f. 3. EFICIENCIA ENERGÉTICA EN LOS SISTEMAS DE BOMBEO

Un sistema de bombeo se compone de bomba, motor, tubería y accesorios. La energía eléctrica consumida depende de la potencia, el tiempo en que funciona la bomba y de la eficiencia del sistema. Esta última es la relación entre la potencia que suministra la bomba al fluido y la potencia eléctrica consumida. La potencia suministrada por la bomba, está en función del gasto y la carga.

Si cualquiera de los elementos del sistema, ha sido mal seleccionado en su tipo, capacidad

o material, si el motor no está funcionando correctamente, si alguno de los accesorios está

obstruido o si la tubería está deteriorada, aumentará el consumo de energía eléctrica total

del sistema.

Se recomienda diseñar el sistema para que entregue el gasto con la presión requerida. Una

mayor presión, ocasiona un desperdicio de energía y el incremento del consumo de energía

eléctrica.

3.1 LA BOMBA

- Comprobar que, para las condiciones normales de operación (carga y gasto), la bomba

opere con su máxima eficiencia. Solicite al proveedor las curvas de eficiencia.

- En instalaciones que no requieren mantener un flujo constante, basta que la bomba

funcione cada vez que el nivel del agua baje de cierto límite, hasta que se pueda alcanzar

el nivel máximo. Considere la utilización de una bomba de menor capacidad que trabaje

más tiempo.

- Instale dispositivos de paro automático en el caso de bombas de flujo axial, así evita

sobrecargar el motor en caso de que se reduzca el gasto por obstrucción o falta de

suministro al sistema; en el caso de bombas centrífugas, si el gasto se reduce, baja también

la potencia demandada y por lo tanto, no hay riesgo de sobrecarga.

3.2 EL MOTOR



277

- El motor transforma la energía eléctrica en la energía mecánica que la bomba requiere

para funcionar. Al seleccionar el motor de la bomba se debe tomar en cuenta:

- La potencia nominal suministrada por el motor, debe ser igual a la que requiere la bomba

para trabajar a su máxima eficiencia.

- Cuando el gasto es variable, un dispositivo de control de velocidad en el motor puede

ayudarle a reducir su consumo de energía eléctrica.

- El motor debe estar alineado con la bomba y montado sobre una superficie que reduzca las

vibraciones, de lo contrario habrá un desgaste prematuro del eje, daños en los cojinetes y

mayor consumo de energía de hasta un 5% sobre el consumo nominal.

- Seleccionar un lugar debidamente ventilado para evitar sobrecalentar el motor.

- Instalar controles automáticos para arrancar y parar el motor de la bomba, evitando así que

este último siga consumiendo energía cuando la bomba haya dejado de funcionar.

3.3 TUBERÍA Y ACCESORIOS

La bomba debe suministrar al fluído la energía que éste pierde al circular por la tubería

debido a la fricción. Por consiguiente, una tubería bien diseñada y con un buen

mantenimiento, puede reducir considerablemente el consumo eléctrico. Se recomienda:

- Las uniones, los cambios de dirección y las variaciones de diámetro y de materiales

son fuentes de pérdidas en las tuberías, así que procure usar tramos rectos que

reduzcan al mínimo los cambios de dirección o de diámetro. Seleccione el diámetro de

tubería óptimo, aunque éste no sea igual a los diámetros de entrada y salida de la

bomba.

- Los accesorios como válvulas, codos, uniones, reducciones, expansiones y filtros, son

también fuente importante de pérdidas en las tuberías. Por eso debe usarse sólo los

accesorios necesarios. Por ejemplo, si no se requiere ajustes finos, una válvula de

compuerta produce menos pérdidas que una de globo.

- El desgaste y los sedimentos ocasionan deterioros que, con el tiempo, aumentan las

pérdidas en la tuberías y reducen el diámetro libre para la circulación del flujo, lo que

debe ser considerado al diseñar la tubería.



278

CAPÍTULO II.4:

EFICIENCIA DE LOS SISTEMAS DE CLIMATIZACIÓN

1. SISTEMA DE REFRIGERACIÓN

1.1 GENERALIDADES La refrigeración de productos para su conservación es un proceso que requiere del consumo de una cantidad apreciable de energía. En la industria en muchos casos se observa operar un equipo de refrigeración bajo condiciones muy desfavorables que incrementan su consumo de energía. El usuario normalmente está más interesado en mantener las temperaturas requeridas que el estado de operación de los equipos o del costo de la producción. Las razones principales de un bajo coeficiente de rendimiento de la planta se resumen, considerando el ciclo refrigerante y su uso que debe analizarse desde dos puntos principales:

El mantenimiento deficiente de los intercambiadores de calor hace que la capacidad de refrigeración se vea disminuida y aumente el requerimiento de potencia del compresor. Si no se mantiene la carga del refrigerante adecuada para el ciclo, baja la temperatura de evaporación, lo que también reduce la capacidad del sistema. Por otro lado, la mala regulación o temperaturas de termostatos muy bajas incrementan los requerimientos de refrigeración. En cuartos fríos los requisitos de refrigeración aumentan inadmisiblemente debido a las aperturas de puertas del cuarto y defectos en los aislamientos. Las líneas de succión se mantienen aisladas para evitar un aumento innecesario en los requerimientos de refrigeración.

1.2. APLICACIONES

A. Aplicaciones al acondicionamiento ambiental de confort

- Refrigeración residencial.

- Refrigeración comercial.



279

- Refrigeración para usos de pública concurrencia, docentes, de oficinas,

recreativos, centro de comunicaciones, etc.

B. Aplicaciones industriales

- Refrigeración aplicada a la preparación de alimentos sólidos y líquidos (a

distintas temperaturas).

- Refrigeración de almacenes para la conservación de alimentos.

- Refrigeración de procesos de fabricación diversos.

C. Producción de frío

Los métodos corrientemente empleados para la producción de frío, a nivel de la

tecnología actual, se basan fundamentalmente en dos sistemas o ciclos termodinámicos:

el ciclo de compresión de vapor, y el ciclo de absorción.

Para ciertas aplicaciones en el mercado comienzan a aparecer sistemas basados en efectos

termoeléctricos. Sin embargo, debido a su escasa difusión actual, este sistema no va a ser

considerado en este curso.

El Sistema de refrigeración por compresión de vapor es, el sistema más empleado en la

actualidad y del que existen más realizaciones hechas a lo largo de muchos años.

Probablemente el porcentaje de instalaciones a compresión de vapor, referido a unidades

de energía, representa un 95% del total de instalaciones.

En general puede decirse que las instalaciones de producción de frío basada en el ciclo de

absorción encuentran su mejor mercado en el campo de las instalaciones para

acondicionamiento ambiental, aunque nada se opone técnicamente a su utilización en

instalaciones de refrigeración industrial a temperaturas moderadamente bajas.

1.3 ELEMENTOS CLAVES PARA EL USO RACIONAL DE ENERGÍA (URE)

A. Refrigerador doméstico

Ubicarlo en el lugar más fresco del local, no exponerlo a los rayos del sol. Seguir esta

simple recomendación significa mayor duración y menor consumo.

Colocar el termostato en posición mínimo o medio, si está en posición máximo se

consume aproximadamente 50% más.



280

El consumo de energía del refrigerador se incrementa con el número y la duración de la

apertura de la puerta. En el caso de congeladores debe limitarse aún más las aperturas.

Si no se cuenta con dispositivo automático de deshielo, es conveniente evitar la

acumulación del hielo (espesor menor de 5 mm) sobre la pared interna, pues ésta

incrementa el consumo de energía y reduce el tiempo de vida del equipo.

Asegurar que la puerta esté bien cerrada y la empaquetadura de goma en buen estado. El aislamiento térmico es muy importante.

Evitar la formación de polvo en el condensador (limpiar la parte posterior).

Los sistemas destinados al acondicionamiento ambiental de confort, tienen por objeto

conseguir unas condiciones ambientales de temperatura mantenidas entre márgenes

relativamente estrechos. De hecho estas temperaturas pueden mantenerse con facilidad si

se dispone de una fuente de frío a temperaturas entre 4º C y 10º C. Termodinámicamente

hablando, la producción de frío exige la existencia de un foco caliente, al que se

“bombea” el calor que se extrae del lugar en el que se produce el frío deseado. Pues bien,

en aplicaciones de acondicionamiento ambiental de confort, este foco caliente suele estar

a temperaturas entre 40º y 60º C.

B. Refrigeración industrial

En el caso de la refrigeración industrial, en general, las condiciones de temperatura, tanto

del foco frío como del foco caliente, varían dentro de márgenes mucho más amplios. De

hecho y desde un punto de vista puramente científico, cabría pensar que el foco frío o la

fuente de frío pueden estar entre unos pocos grados por encima del cero absoluto y unos

pocos grados por debajo de la temperatura ambiente normal. En realidad este curso

considera solamente aplicaciones técnicas y como tales, los márgenes de la temperatura

de la fuente de frío cabe establecerlos entre los +20ºC y los -150ºC. Esta última,

refrigeración criogénica, y cuya consideración queda fuera del alcance del curso.

Dadas estas condiciones, se comprende que los objetivos de la refrigeración industrial son muy amplios y variados. A título de ejemplo puede decirse que la refrigeración industrial debe cubrir el objetivo de producir frío para el almacenamiento de caramelos a

unos 15ºC, en condiciones estrictas, tanto de temperatura como de humedad; para el oreo de carne de vacuno entre 0ºC y -2ºC; debe

atender simultáneamente a las exigencias de frío a -30ºC para la conservación de helados, a -20ºC para la conservación de congelados y a -4ºC para la conservación de carne, caso típico en las cámaras de un supermercado; otro tipo de aplicaciones puede exigir el

enfriamiento a -70ºC del aire necesario para la combustión de motores de aviación en una instalación de ensayos, o bien utilizar el frío

en un ciclo de licuefacción de cloro, condensado a 0ºC, -25ºC y -45ºC.

1.4 COMPORTAMIENTO ENERGÉTICO



281

A continuación del análisis del funcionamiento de los componentes de los sistemas,

parece oportuno resumir los puntos más importantes de su comportamiento energético.

Debe tenderse a una regulación minuciosa de la capacidad de los compresores, para

adaptarse a las exigencias de la carga.

Un correcto dimensionado de los conductos de paso de líquido y gas contribuye a

disminuir las pérdidas de carga y, en consecuencia, el consumo energético del sistema.

La elevación de la presión de aspiración (o la temperatura de evaporación), contribuye a

disminuir el consumo energético por unidad de refrigeración.

La disminución de la temperatura de condensación hace disminuir el consumo energético

por unidad de refrigerante.

El recalentamiento de los gases aspirados, con aumento del efecto refrigerante, hace

disminuir el consumo energético por unidad de refrigeración. Así, hay que procurar que

tal recalentamiento se produzca en el evaporador o ambiente refrigerado.

El subenfriamiento del líquido con extracción de calor fuera del ciclo produce una mejora del rendimiento de compresión. Si se

emplea un intercambiador entre los gases aspirados y el líquido condensado, se puede mejorar el funcionamiento del compresor, ya

que éste funciona con los cilindros más fríos.

Es importante mantener limpias las superficies de intercambio térmico en condensadores

y evaporadores.

51. 1.5 CONDICIÓN APROPIADA DEL SISTEMA

Previo a cualquier acción es preciso conocer el funcionamiento del sistema bajo las mismas condiciones que se establecieron al realizar el proyecto. Se debe llevar reportes de operación como en el formato indicado más adelante en la pág. 155. Ejemplo.- Funcionamiento del compresor.

Las principales complicaciones que presentan y sus principales causas son:

A. Poca capacidad de enfriamiento:

- Presión de succión demasiado baja.

- Sistema de regulación del compresor no funciona correctamente.



282

- Defectos o fugas en las válvulas de succión o descarga.

- Daños en los anillos del pistón o rodamientos en mal estado.

B. Alto consumo de energía:

- Presión de descarga demasiado alta.

- Motor eléctrico defectuoso.

- Válvulas de cierre que no abren completamente en el lado de la descarga.

- Mal funcionamiento de la válvula de retorno.

La localización de estas fallas se hace mediante pruebas sencillas

al compresor, primero verificando el funcionamiento sin ruidos o

vibraciones anormales, y luego examinando los siguientes puntos:

Presión de succión y descarga

- Nivel y presión de aceite en el compresor.

- Temperaturas de sobrecalentamiento y descarga.

- Válvulas del compresor.

1.6 RECOMENDACIONES GENERALES DE OPERACIÓN DE EQUIPOS DE REFRIGERACIÓN

- El empaque de las puertas de los equipos de refrigeración debe

permitir un cierre hermético para impedir la entrada de aire

caliente al espacio refrigerado.

- Revise con cuidado el funcionamiento de los termostatos de modo que apague el

equipo cuando se alcance la temperatura programada. En algunos casos los

presostatos.



283

- Inspeccione regularmente el estado del refrigerante con el fin de prevenir fugas del

mismo.

- Revise el estado de aislamiento en las líneas de succión.

- Optimice la temperatura de operación del refrigerador asesorándose con un experto en

asuntos de conservación de alimentos, bebidas, etc. Ver tabla siguiente.

- Cualquier ruido que se presente en el sistema de refrigeración debe corregirse

inmediatamente.

- Limpie con frecuencia los filtros y los condensadores de los equipos de refrigeración.

1.7 ELEMENTOS CLAVES PARA EL URE EN SISTEMAS DE REFRIGERACIÓN

¿QUE DEBE SER ¿COMO SE REQUISITOS PARA EL MEJORAMIENTO EN URE

CONSIDERADO? PRUEBA? MANTENIMIENTO Y CAMBIO DE

RETROFITTING TECNOLOGÍA

- Encontrar defectos. - Prueba visual de: - Todas las partes mecánicas

Asegurar. a) Compresor en buen estado.

Una operación b) Condensador NO

Apropiada. c) Evaporador

d) Cíclo

- Controlar la capa- Tomar medidas

de:

- Controlar todas las

Cidad de refrigera- a) Compresor caídas de presión.

Ción. b) Condensador Usar medidores adecuados NO

- Reducir pérdidas c) Evaporador para cada caso.

d) Ciclo

- Encontrar fallas en - Verificar las - Medidores de temperatura

Los mecanismos de caídas de presión

Distribución - Control de aislantes

- Verificar

temperatura

NO

del cuarto

- Determinar las con- - Prueba visual Limpiar los intercam- - Control de veloci-

Diciones de carga - Medición de biadores de calor dad

Parcial y la carac- temperaturas - Seleccionar mejor:

Terísticas de la Compresor

Planta Evaporador

- Controlar el coefi- Condensador

Ciente global de



284

Transferencia de

Calor

Fuente: Manual de URE - PESENCA

FORMATO - REPORTE DE OPERACIÓN

FECHA: _____________________ HORA:________________________

NOMBRE DEL OPERARIO: _________________________________________

Motor:

Consumo de potencia [kw]: _________ Marca : ______________No.___________

Temperatura del cuarto de máquinas: ____ Cos e : _________ n(rpm): ___________

Compresor:

Marca :_________________________ No._______________________________

Presión de succión: _______________ Temperatura de succión:____________

Presión de descarga:_______________ Temperatura de descarga:______________

Temperartura de la línea de succión:_________________________________________

Condensador:

Marca :_________________________ No.________________________________

Agua (aire) enfriamiento:__________________________________________________

Flujo másico:___________________________________________________________

Temperatura a la entrada:__________________________________________________

Temperatura a la salida:___________________________________________________

Evaporador (enfriadores de líquido):

Marca :__________________________ No.________________________________

Flujo másico:___________________________________________________________

Temperatura a la entrada:__________________________________________________

Temperatura a la salida:___________________________________________________

Evaporador (enfriadores de aire) :



285

Cuarto No.: Enfriador No.:_________________________________________________

Temperatura del aire a la entrada : __________________________________________

Temperatura del aire a la salida : ____________________________________________

Temperatura de la línea de succión:__________________________________________

Temperatura del aire atmosférico :___________________________________________

1.8 ALGUNAS TEMPERATURAS NORMALES DE ALMACENAMIENTO

CUARTO FRÍO TEMPERATURA

°C

Capacidad de enfriamiento

[kJ/m3. Día] para volúmenes de

cuartos fríos en m3

10 a 20 > 100

Almacenamiento normal de

alimentos

Cuarto de manejo

Cuartos de añejamiento

Cuarto de pollos congelados

Cuarto de carne congelada

Cuartos fríos para:

Leche

Mantequilla

Queso

Vegetales

+2…+4

+6…+8

+0…+2

-10…-12

-10…-12

+2…+4

+2…+4

0…+2

+2…+4

4000

2900

4200 3350

5900 4200

8400 6700

3150

3350

3800 2900

3350 2500


2. SISTEMA DE ACONDICIONAMIENTO DE AIRE

2.1 GENERALIDADES

El acondicionamiento de aire es un proceso necesario para la optimización de algunos procesos industriales y para el bienestar de las personas que se encuentran dentro de un recinto. Como en el proceso de refrigeración, el acondicionamiento de aire requiere del suministro de energía, alcanzando costos muy significativos. Por esta razón, es de los sistemas que más control y mantenimiento requieren. El propósito de un sistema de acondicionamiento de aire es tratar el aire para lograr controlar condiciones de humedad, temperatura, pureza y ventilación, con



286

el fin de proporcionar ambiente confortable a las personas y adecuado a máquinas y materiales cuyas condiciones de operación y conservación así lo exijan. El cumplimiento de este objetivo se lleva a cabo por los procesos de ventilación, calentamiento, enfriamiento, humidificación, deshumidificación, filtrado y refrigeración. Cada uno de los cuales cumple una función específica y diseñados para operar correctamente dentro de rangos establecidos.

2.2 ELEMENTOS CLAVES PARA EL USO RACIONAL DE ENERGÍA

Existen diferentes estrategias para obtener un ahorro energético en los sistemas de

acondicionamiento de aire. En el programa que se sugiere se establecen cuatro elementos

claves que deben verificarse, tanto en el sistema de acondicionamiento de aire propiamente

dicho, como en el local que se acondiciona, los cuales son:

- Asegurar una operación adecuada.

- Reducir la demanda y controlar la carga.

- Reducir las pérdidas por control de los dispositivos de distribución y del sistema.

- Ahorrar y recuperar energía.

En la Tabla adjunta se muestran esquemáticamente estos elementos y luego se dan

recomendaciones generales para una mejor operación del sistema.



287

2.2 ELEMENTOS CLAVES DE URE- AIRE ACONDICONADO

ELEMENTO CLAVE ¿QUÉ HAY QUE VERIFICAR? ¿CÓMO SE VERIFICA? HOUSEKEEPING RETROFITTING CAMBIO DE

TECNOLOGÍA

1. Asegurar una ope ración

adecuada

a. Sistema de A-A - La totalidad del sistema y sus

componentes.

Registrar:

- Temperaturas.

- Humedad.

- Presión.

- Volumen de aire.

Prueba operacional:

- Condiciones del flujo.

- Componentes mecánicos.

- Controles.

- Limpiar filtros y rejilla de las

unidades manejadores,

componentes, tuberías y ductos.

- Reemplazar las partes defectuosas.

- Recargar y presurizar agua y

sistema refrigerante.

- Aplicar medidas de

mantenimiento contínuo.

No No

b. Local acondicionado Uso y función de:

- Cuartos.

- Componentes.

Prueba visual y operativa de:

Puertas, ventanas y persianas.

Cerrar y/o sellar:

Puertas, ventanas, cortinas, aberturas

y fugas.

No No

2. Reducir demanda y

controlar carga

a. Sistema de A-A Comparar el desempeño con los

requisitos de:

- Temperatura.

- Tasa de flujo.

- Cambio de aire.

- Presión.

Estableciendo los requerimientos

mínimos y comparandolos con los

registros y rangos actuales.

No Cambiar los rangos operativos

para satisfacer los nuevos

requerimientos.

b. Local acondicionado - Tamaño y uso de los cuartos.

- Localización de los cuartos.

- Exposición.

- Ventas y vidrios.

Estableciendo los requerimientos

mínimos y comparandolos con la

situación actual.

No - Reorganizar los cuartos para

reducir el consumo de energía.

- Cambio de luminarias

incandescentes.

Reducir:

- Tamaño de los cuartos.

- Area de los vidrios.

3. Reducir pérdidas por

control de los dispositivos

de distribución y del

sistema

a. Sistema de A-A Aislamiento apropiado de los

componentes y tuberías, partes que

causan pérdidas evitables.

Partes que pueden ser omitidas.

Supervisión y chequeo estimando las

pérdidas comparando las diferentes

Modificaciones.

No - Reemplazo del aislamiento.

- Inadecuado o dañado.

- Eliminar las partes puntiagudas.

- Nuevo aislamiento.

- Cambio de los componentes

que causan:

a) Pérdidas.

b) Remoción de las partes

innecesarias.

b. Local acondicionado Aislamiento del techo y las

paredes.

Cortinas.

Termografía. No Eliminar puntos de fuga: - Reemplazar el aislante dañado o

inadecuado.

- Pintar el techo y paredes de

- Nuevo aislamiento

- Polarización de Ventanas

- Adicionar continas, rejillas

de ventilación, atenuadores.



288

blanco.

2.2 ELEMENTOS CLAVES DE URE- AIRE ACONDICONADO (Continuación)

ELEMENTO CLAVE ¿QUÉ HAY QUE VERIFICAR? ¿CÓMO SE VERIFICA? HOUSEKEEPING RETROFITTING CAMBIO DE TECNOLOGÍA

4. Ahorrar y

recuperar Energía

Sistema de A-A Eficiencia energética del

sistema/componentes, Dispositivo de

Ahorro de Energía.

Verificando y evaluando:

- Condiciones de diseño, consumo

de energía.

- Sistemas de recuperación de

Energía.

Cumplir el procedimiento del

catálogo de mantenimiento.

Aplicar control automático. - Instalar componentes de mayor

Eficiencia.

- Instalar sistemas y unidades de

recuperación de energía.


Tópico II Eficiencia en Sistemas de Refrigeración, Calefacción y Aire

Acondicionado


3

2.3 RECOMENDACIONES GENERALES PARA EL ACONDICIONA-

MIENTO DE AIRE

- Mantenga puertas y ventanas cerradas en los ambientes acondicionados con el

fin de evitar la entrada de aire caliente del exterior.

-

- Apagar los equipos de acondicionamiento de aire en las áreas desocupadas.

- Contemple la posibilidad de apagar los equipos de acondicionamiento de aire

en oficinas así :

- Durante las horas de refrigerio. Una hora o media hora antes de la hora de

salida

- Mantenga en condiciones de correcto funcionamiento los acondicionadores y

además, en estado de buena limpieza los filtros, serpentines y ventiladores

- En los espacios acondicionados disminuya en lo posible la carga de calor

introducida por la excesiva iluminación, por maquinarias o equipos que

permanezcan encendidos innecesariamente.

- Analice la posibilidad de aislar térmicamente los edificios e instalaciones o, al

menos, secciones de los mismos.

- Por todos los medios posibles favorezca la arborización alrededor de las

edificaciones con ello se consigue disminuir la transferencia de calor hacia el

interior de las mismas, el resultado será la reducción sensible de las cargas de

los acondicionadores de aire.

- Otra reducción en las cargas de los acondicionadores de aire se logra

rediseñando los espacios siguiendo las normas de la Arquitectura Solar Pasiva

que aconseja, entre otras cosas, favorecer la circulación de aire a través de

determinados espacios.

- Mantener en buen estado los sistemas de control como presostatos y

termostatos.

Fig. II.4.1

PersonaPersona

H

Alcance


Acondicionado


4

3. VENTILACIÓN

3.1 GENERALIDADES

Los ventiladores son máquinas muy útiles en la industria, sus campos de aplicación más comunes son: secadores, torres de enfriamiento, hornos rotatorios, acondicionadores de aire y calderas. Se consideran equipos básicos, sin embargo, generalmente son escogidos y operados sin seguir ninguna metodología aceptada. Como consecuencia, el rendimiento de estos aparatos se ve muy afectado, incrementando su consumo de energía. Los ventiladores son construidos en una gran variedad de tipos y tamaños, siendo los de tamaños grandes que trabajan en sistemas conductos los que presentan mejores oportunidades de ahorro.


Aunque la operación de los ventiladores siempre esté asociada a unas pérdidas de

presión normales, deben evitarse todas aquellas pérdidas innecesarias en presión y

consecuentemente de energía.

La causa de pérdidas más común es la pobre adaptación del ventilador con la

demanda, es decir, el ventilador entrega un flujo distinto al requerido. Para

propósitos tales como ventilación de cuartos, edificios y refrigeración en la etapa de

planeación no son conocidas las necesidades reales y se opta por escoger un

ventilador sobredimensionado. Esto conlleva a una descarga excesiva. Mientras una

descarga deficiente se hace evidente por mal funcionamiento del respectivo sistema,

una descarga excesiva no es percibida del todo, o puede adaptarse por medios

antieconómicos como una válvula de estrangulamiento.

Otra causa de desperdicio de energía es la instalación de más ventiladores en cuartos

donde no existe la vía que permita que el flujo adicional que entra, salga.

Los desperfectos de construcción y las obstrucciones en los ductos aumentan la

resistencia al paso del flujo, necesitándose más energía para hacerlo circular: los

filtros obstruidos y el material extraño son ejemplos de ello.

Por último el mal funcionamiento del ventilador por defectos mecánicos o del

impulsor, estator o incrustaciones y sucio, ocasiona un requerimiento mayor de

energía.

Para evitar todas aquellas pérdidas innecesarias de presión y su consecuente

desperdicio de energía debe ser aplicado un programa encaminado a reducirlas. El

lograr el Uso Racional de Energía en el sistema de ventiladores requiere del

cumplimiento de cinco etapas, simplificadas en la Tabla II.4.1.


Acondicionado


5

TABLA II.4.1

ELEMENTOS CLAVES PARA URE EN VENTILADORES

ELEMENTO

CLAVE

¿QUÉ DEBE SER

CONSIDERADO

?

¿CÓMO SE

DEBE

VERIFICAR?

REQUISITOS PARA EL MEJORAMIENTO EN URE

MANTENIMIENTO

Y

HOUSEKEEPING

RETROFITTING CAMBIO DE

TECNOLOGÍA

1.Condiciones

adecuada del

sistema

Asegúrese que

toda la

instalación esté

en condiciones

apropiadas

Prueba visual

de los

conductores y

partes

mecánicas

Conductos despejados, limpios y

ajustados

NO

Partes mecánicas

en orden

2. Operación

actual del

Ventilador

Cuál es la tasa de

flujo liberado y

cual es la

demanda

Determinar el

caudal

Determinar la

presión

alcanzada en el

ventilador

Determinar las

características

de Instalación

NO Usar medidores y

sensores de flujo

adecuados

Usar medidores de

presión adecuados

NO

3. Pérdidas

dentro de la

instalación

Localizar las

partes que causan

pérdidas de

presión evitables

Análisis de las

pérdidas

Estimar las

pérdidas

Comparar las

diferentes

modificaciones

Tal y como se hace

en el primer paso

Repara las partes

dañadas

Analizar el aire

atmosférico

Cambiar los

ductos angostos

y otros

componentes de

la instalación

4. Ajustar el

Ventilador con

la demanda

Determinar los

requisitos del

caudal

Comparar los

esfuerzos y

beneficios con

respecto a las

diferentes

modificaciones

de control de

flujo

Aplicar el control

de velocidad si es

suministrado

Aspas móviles

Deformación de

aspas

Reducción de

diámetro

Admisión parcial

Control

automático de

velocidad

Aspas móviles

Nuevo rotor

Aspas guías

variables

5. Medidas de

mantenimiento

continuo

Localizarlos

componentes

propensos a

ocasionar

pérdidas en la

instalación

Pruebas

visuales y

medidas de

pérdidas de

presión

Aplicar el control

de mantenimiento

en intervalos fijos

Recuperar las

partes gastadas y

desajustadas

Usar correas

dentadas

Seleccionar el

mejor modelo

de ventilador

disponible, si el

actual llega a

quedar

inservible



Acondicionado


6

4. APLICACIONES TÉRMICAS

4.1 GENERALIDADES

Dentro de los consumidores que influyen en el consumo de energía eléctrica se encuentran los equipos que realizan procesos de calentamiento por resistencias eléctricas, como es el caso de los hornos eléctricos. En los hornos de resistencia, el calor es desarrollado por la circulación de corriente a través de resistencias distribuidas. El servicio de estos hornos es para la aplicación de calor a cuerpos sólidos y se emplea para el tratamiento térmico de los metales, para el recocido del vidrio y para la cocción de esmalte vítreo. Pueden ser de dos tipos, intermitentes o de tipo continuo. Un aspecto importante de ahorro de energía en estos procesos son los aislamientos térmicos ya que en este punto es en donde se presentan las mayores pérdidas.


A. CONTROL DEL AISLAMIENTO

Si se tienen pérdidas de calor por defecto en aislamientos o aislamiento no apropiado, habrá una baja en la eficiencia, lo que hará que todo el sistema trate de corregirla, traduciéndose en un incremento de consumo de energía. Por esta razón es aconsejable chequear si los aislamientos que se tienen son los apropiados. Cuanto mayor sea la diferencia de temperatura entre el interior y el exterior, mayor es la tendencia a un incremento de pérdida de calor. Por lo tanto, es importante aumentar la resistencia a la pérdida de calor, aumentando el espesor del aislamiento y/o disminuyendo el valor de la conductividad térmica. B. CONTROL DE LA TEMPERATURA

Un adecuado control de temperatura dentro del horno de resistencias implica la regulación de la corriente eléctrica a través de los elementos calefactores, con el fin de aumentar o disminuir, la cantidad de energía entregada al ambiente interior del horno. Esta regulación implica la existencia de un controlador de lazo cerrado o retroalimentación, cuya misión será detectar la


Acondicionado


7

temperatura real dentro del horno por medio del dispositivo sensor adecuado (termómetro o termocupla), conocer la temperatura deseada de trabajo, establecida por el operario; con base en la diferencia existente entre las dos (señal de error) deberá tomar la acción adecuada para tratar de igualarlas, accionando en el momento oportuno los reguladores de corriente de las resistencias. Este controlador puede ser manual o automático.

B.1. CONTROL MANUAL DE TEMPERATURA

Fig. II.4.2

B.2 CONTROL AUTOMÁTICO

Fig. II.4.3

El controlador también podrá ser de tipo proporcional, variando en forma continua y no discontinua la corriente a través de cada elemento calefactor, con la ventaja de obtener una regulación más precisa de la temperatura. La

TEMPERATURA

DESEADA

TIEMPO

TEMPERATURA

TEMPERATURA

DESEADA

TIEMPO

TEMPERATURA


Acondicionado


8

desventaja de este tipo de regulador estriba en un elevado costo, puesto que se precisa la utilización elementos electrónicos como tiristores.

C. CONTROL DE LA DEMANDA Las demandas máximas durante un período de tiempo determinado (actualmente es de 15 minutos), las potencias activas y reactivas son factores que se registran y se tienen en cuenta para el cobro mensual. Es importante entonces, que el consumidor de la energía estudie la forma de lograr picos bajos y evitar en cuanto sea posible los picos altos de consumo de potencia, mediante un programa de entrada de potencia en los hornos teniendo en cuenta cual es el consumo de cáda horno al comenzar su operación. Los hornos pueden ser programados para operar durante horas de menos carga y en empresas donde posean varios, procurar no comenzar simultáneamente la operación de todos ellos, sino establecer horarios para el encendido y trabajo secuencial de los hornos, obteniéndose con ello que el pico de demanda máxima sea más bajo y se mejore entonces el promedio, ahorrándose energía y dinero. La eficacia con la cual una industria usa su demanda de energía es estimada en términos de factor de carga, (relación entre el consumo promedio de potencia y la potencia máxima en un intervalo de tiempo determinado), cuanto más bajo sea el factor de carga, más alto será el costo por servicio eléctrico. El mejoramiento del factor de carga se logra mediante la programación de la carga. D. DEFICIENCIAS EN TRABAJOS DISCONTINUOS Este problema hace referencia más directamente a las condiciones de operación del horno y se plantea como una de las limitaciones más importantes que ha de tenerse en cuenta si se pretende ahorrar energía eléctrica. Como ya se ha dicho, este método de calentamiento exhibe una gran inercia térmica, lo cual, dicho en palabras sencillas, significa que el horno se demora mucho en calentarse hasta la temperatura de operación normal y se demora mucho en enfriarse una vez que se apaga. Esto indica que para trabajar con la mayor eficiencia posible, debe operarse el horno en forma continua, evitando los frecuentes encendidos y apagados que implicarán un desperdicio energético, debido a que la gran cantidad de calor acumulado dentro del horno en el momento de apagarlo (y que alguna vez fue energía, eléctrica que pasó a través de nuestros contadores) no tendrá otro destino que el de disiparse en la atmósfera sin realizar ningún trabajo útil.


Acondicionado


9

Según esto, puede ser más económico para una industria operar un horno eléctrico durante varios días seguidos en el mes, y después pararlo durante un lapso similar, que trabajarlo durante todo el mes, pero en forma discontinua.

5. CALENTAMIENTO DE AGUA El voltaje de operación del calentador debe ser el indicado en la placa de características técnicas del equipo. Revise periódicamente los controles termostáticos de cada equipo para asegurarse de su buen funcionamiento. Revise periódicamente los contactos eléctricos de cada unidad. Defina bien las necesidades de calentamiento para graduar adecuadamente las temperaturas que deben controlar los termostatos.


Acondicionado


10

CAPÍTULO II.5:

CORRECCIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA

(COMPENSACIÓN) Y CONTROL DE DEMANDA

1. FACTOR DE POTENCIA

1.1 GENERALIDADES

Factor de potencia es el nombre dado a la relación entre la potencia activa (kW)

usada en un sistema y la potencia aparente (kVA) que se obtiene de las líneas de

alimentación, o dicho de otro modo, el coseno del ángulo formado por el desfase de

la corriente con respecto al voltaje aplicado.

Todos los aparatos que contienen inductancia, tales como motores, transformadores y

demás equipos con bobinas necesitan corriente reactiva para establecer campos

magnéticos necesarios para su operación.

El desfase producido por la corriente reactiva se anula con el uso de capacitores de

potencia, lo que hace que el funcionamiento del sistema sea más eficaz y, por lo

tanto, requiera menos corriente en la línea. La Fig. II.6.1 corresponde a un motor de

inducción sin ninguna compensación y la Fig, II.6.2 muestra el mismo motor de la

Fig. II.6.1 con el factor de potencia corregido.

Fig. II.6.1 Fig. II.6.2

Motor de inducción sin Motor de inducción

compensación Factor de potencia corregido

CORRIENTE

EFECTIVA

CORRIENTE

REACTIVA

CORIENTE

TOTAL

EN LA LÍNEA{

CORRIENTE

EFECTIVA

CORRIENTE

REACTIVA

CORIENTE

TOTAL

EN LA LÍNEA CAPACITOR


Acondicionado


11

1.2 RESISTENCIA APARENTE, EFECTIVA Y REACTIVA

La resistencia aparente (o impedancia) de un circuito eléctrico resulta según la ley de

Ohm de la tensión aplicada V y de la corriente I. En corriente alterna la impedancia Z

consta de una parte real R (efectiva) y de una parte reactiva X (reactancia).

La reactancia puede ser de dos tipos, inductiva XL y capacitiva Xc. La reactancia

inductiva está determinada por la inductancia del circuito y se expresa como:

XL = L = 2. f. L

donde:

= frecuencia angular

f = frecuencia en Hz (hertz)

L = inductancia en H (henry)

La reactancia inductiva tiene la característica de retrasar la corriente con respecto al

voltaje, debido a que la inductancia es la propiedad eléctrica que se opone a cualquier

cambio de corriente.

La reactancia capacitiva está determinada por la capacitancia del circuito, y se

expresa como:

Xc = 1 / C = 1 /2 . f .C

donde:

C = capacitancia en F (faradio)

La reactancia capacitiva tiene la característica de adelantar la corriente con respecto

al voltaje, debido a que la capacitancia es la propiedad eléctrica que permite

almacenar energía por medio de un campo electrostático y de liberar esta energía

posteriormente.

Entonces ya que el triángulo de las resistencias es un triángulo rectángulo, se puede

calcular:

Z2

= R2+X

2 con Z,R y X en

La suma de las reactancias en el circuito nos dará la reactancia real que predomine, o

sea X = XL – XC, por lo tanto:

Z2

= R2+(XL-XC)

2

1.3 SECUENCIA DE FASE ENTRE CORRIENTE Y VOLTAJE


Acondicionado


12

El tipo de carga eléctrica determina en un circuito la impedancia y la posición de la

corriente respecto a la tensión.

IR = V/R = I.Cos é Ix = V/X = I.Sen

I, IR e Ix en amperios (A)

1.4 POTENCIA APARENTE, EFECTIVA Y REACTIVA

La potencia eléctrica es el producto de la tensión por la corriente

correspondiente. Podemos diferenciar los tres tipos:

Potencia aparente (kWA) S = VI

Potencia efectiva (kW) P = V.I.Cos = V.IR

Potencia reactiva (kVAR) Q = V.I.Sen = V.IR

La potencia efectiva P se obtiene de multiplicar la potencia aparente S por el "Cos",

el cual se le denomina como "factor de potencia".

El ángulo formado en el triángulo de potencias por P y S equivale al desfase entre la

corriente y la tensión y es el mismo ángulo de la impedancia; por lo tanto el cos

depende directamente del desfase.

FACTOR DE POTENCIA = cos = P/S

TRIÁNGULO DE POTENCIAS

Por lo anterior, en la técnica de la energía eléctrica se utiliza el factor de potencia

para expresar un desfase que sería negativo cuando la carga sea inductiva, o positivo

cuando la carga es capacitiva,

Para el factor de potencia los valores están comprendidos desde 0 hasta 1

Carga: CAPACITIVA EFECTIVA INDUCTIVA

90º 60º 30ºº 0º -30º -60º -90º

P

QS

Cos =P/S


Acondicionado


13

COS 0 0.5 0.87 1 -0.87 -0.5 0

POTENCIA REACTIVA REAL REACTIVA

100% 100% 100%

a) Solamente resistencias efectivas R, como por ejemplo bombillas incandescentes. En

este caso X = 0 y Z = R, es decir, la corriente y el voltaje tienen el mismo recorrido,

o están en fase.

b) Predomina la reactancia inductiva XL. La corriente corre retrasada con voltaje a un

ángulo , debido por ejemplo a transformadores o moto bobinas reactivas en el

circuito.

c) Predomina la reactancia capacitiva Xc. La corriente corre adelantada con voltaje a un

ángulo , debido por ejemplo, a condensadores.

Fig. II.6.3

2. DIVISIÓN DE UNA CORRIENTE ALTERNA DESFASADA EN

SUS COMPONENTES

La corriente desfasada total que circula en un circuito se puede dividir en: corriente real

IR y corriente reactiva Ix, Esta división es equivalente a la corriente en paralelo de una

resistencia efectiva R con una reactancia inductiva XL.

V

I

V

I

V

I

Resistivo

Inductivo

Capacitivo


Acondicionado


14

Fig. II.6.4

Calculando:

I = V/Z = IR2 + IX

2

La corriente efectiva está en fase con la tensión corriente reactiva tiene un desfase de

90º negativos con respecto a la tensión.

Un bajo factor de potencia indica una mala eficiencia eléctrica, lo cual siempre es

costoso, ya que el consumo de potencia activa es menor que el producto V.l. (potencia

aparente).

Veamos algunos efectos de un bajo factor de potencia:

I) Un bajo factor de potencia aumenta el costo de suministrar la potencia activa a la

compañía de energía eléctrica, porque tiene que ser transmitida más corriente, y

este costo más alto se le cobra directamente al consumidor industrial por medio de

cláusulas del factor de potencia incluidas en las tarifas.

II) Un bajo factor de potencia también causa sobrecarga en los generadores,

transformadores y líneas de distribución dentro de la misma planta industrial, así

como también las caídas de voltaje y pérdidas de potencia se tornan mayores de las

que deberían ser. Todo esto representa pérdidas y desgaste en equipo industrial.

a) Generadores: La capacidad nominal de generadores se expresa normalmente en

kVA. Entonces, si un generador tiene que proporcionar la corriente reactiva

requerida por aparatos de inducción, su capacidad productiva se ve grandemente

reducida, Una reducción en el factor de potencia de 100% a 80% causa una

reducción en los kW de salida de hasta un 27%.

Ix

x

RIR

I

V

Ix

RI

I

V

Diagrama Vectorial

Diagrama Equivalente

=Nota :

=


Acondicionado


15

b) Transformadores: La capacidad nominal de transformadores también se expresa en

kVA, en forma similar a la empleada con generadores. De esta manera, a un factor de

potencia de 60%, los kW de potencia disponibles son de un 60% de la capacidad de

placa del transformador. Además, el % de regulación aumenta en más del doble entre

un factor de potencia de 90% y uno de 60%. Por ejemplo: Un transformador que

tiene una regulación del 2% a un factor de potencia de 90% puede aumentarla al 5%

a un factor de potencia del 60%.

c) Líneas de transmisión y alimentadores: En una línea de transmisión, o

alimentador, a un factor de potencia de 60%, únicamente un 60% de la corriente total

produce potencia productiva. Las pérdidas son evidentes, ya que un factor de

potencia de 90%, un 90% de la corriente es aprovechable, y a un factor de potencia

de 100% toda es aprovechable.

3. VENTAJAS DE LA CORRECCIÓN DEL FACTOR DE

POTENCIA

De manera invertida, lo que no produce un efecto adverso produce una ventaja; por lo

tanto, el corregir el factor de potencia a niveles más altos, nos da como consecuencia:

a) Un menor costo de energía eléctrica,

Al mejorar el factor de potencia no se tiene que pagar penalizaciones por mantener un

bajo factor de potencia,

b) Aumento en la capacidad del sistema.

Al mejorar el factor de potencia se reduce la cantidad de corriente reactiva que

inicialmente pasaba a través de transformadores, alimentadores, tableros y cables.

c) Mejora en la calidad del voltaje.

Un bajo factor de potencia puede reducir el voltaje de la planta, cuando se toma

corriente reactiva de las líneas de alimentación. Cuando el factor de potencia se reduce,

la corriente total de la línea aumenta, debido a la mayor corriente reactiva que circula,

causando mayor caída de voltaje a través de la resistencia de la línea, la cual, a su vez,

aumenta con la temperatura. Esto se debe a que la caída de voltaje en una línea es igual

a la corriente que pasa por la misma multiplicada por la resistencia en la línea.

4. COMPENSACIÓN

4.1 SIGNIFICADO DE LA COMPENSACIÓN EN REDES DE ALIMENTACIÓN


Acondicionado


16

Los transformadores, motores, etc. son consumidores inductivos. Para la formación

de su campo magnético estos toman potencia inductiva o reactiva de la red de

alimentación, Esto significa para las plantas generadores de energía eléctrica una

carga especial, que aumenta cuanto más grande es y cuanto mayor es el desfase.

Esta es la causa por la cual se pide a los consumidores o usuarios mantener una

factor de potencia cercano a 1. Los usuarios con una alta demanda de potencia

reactiva son equipados con contadores de potencia reactiva (vatiómetro o vatímetro

de potencia desvatada).

La demanda de potencia reactiva se puede reducir sencillamente colocando

condensadores en paralelo a los consumidores de potencia inductiva QL.

Dependiendo de la potencia reactiva capacitiva Qc de los condensadores se anula

total o parcialmente la potencia reactiva inductiva tomada de la red. A este proceso

se le denomina compensación,

Después de una compensación la red suministra solamente (casi) potencia real. La

corriente en los conductores se reduce, por lo que se reducen las pérdidas en éstos.

Así se ahorran los costos por consumo de potencia reactiva facturada por las

centrales eléctricas.

Con la compensación se reducen la potencia reactiva y la intensidad de la corriente,

quedando la potencia real constante, es decir, se mejora el factor de potencia.

Fig. II.6.5

4.2. POTENCIA REACTIVA DEL CONDENSADOR

Según la ley de Ohm la corriente consumida por un condensador es:

Q

Qc

QL

P

1

2S con

compensación

S sin

compensación


Acondicionado


17

Ic = V/Xc

con:

Xc = 1 / C IC = V. . C

Anteriormente definimos que Q = V.Ix

En lugar de Ix ponemos nosotros Q = V.Ic = V.V. .C, es decir, la

potencia reactiva de un condensador es:

Q = V2.C en donde:

Magnitud Q V C

Unidad VAr V 1/S F

Esta ecuación es válida tanto para corriente alterna monofásica como para corriente

alterna trífásica, es decir, para condensadores monofásicos y condensadores

trifásicos (o su conexión). Para condensadores conectados en delta o triángulo es

válida la siguiente ecuación considerando:

V la tensión entre conductores exteriores (tensión concatenada), es decir, la tensión

nominal del condensador.

C la capacitancia total del condensador, es decir, la suma de las tres capacitancias.

De Q = V.I se calcula la corriente del condensador Ic como:

Ic = Q/V para corriente monofásica

Ic = Q/ 3V para corriente trifásica


Acondicionado


18

Fig. II.6.6

4.3 TIPOS DE COMPENSACIÓN.

Las inductividades se compensan con la conexión en paralelo de capacitancias,

conocida como compensación en paralelo. Esta forma de compensación es la más

usual, especialmente en sistemas trifásicos.

Los tres tipos de compensación en paralelo más usados son:

A. Compensación individual: A cada consumidor inductivo se le asigna el

condensador necesario. Este tipo es empleado ante todo para compensar

consumidores grandes de trabajo continuo.

B. Compensación en grupos: Los grupos se conforman de varios consumidores de

igual potencia e igual tiempo de trabajo y se compensan por medio un condensador

común. Este tipo de compensación es empleado, por ejemplo para compensar un

grupo de lámparas fluorescentes.

Magnitud Ic Q V

Unidad A VAr V

C

C

C

V

V

V

Ic

Condensador Trifásico

(Conexion en Delta)

Ic

V

C

Condensador Monofásico


Acondicionado


19

Fig. II.6.7

C. Compensación central: La potencia reactiva inductiva de varios consumidores

de diferentes potencias y diferentes tiempos de trabajo es compensada por medio de

un banco de compensadores. Una regulación automática compensa según las

exigencias del momento.

4.4 COMPENSACIÓN INDIVIDUAL.

La compensación individual es el tipo de compensación más efectivo. El

condensador se puede instalar junto al consumidor, de manera que la potencia

reactiva fluye solamente sobre los conductores cortos entre el consumidor y el

condensador.

El diagrama muestra la compensación individual de un transformador.

Fig. II.6.8

Con la compensación individual es posible en muchos casos influir negativamente

en el comportamiento del aparato por compensar. La potencia reactiva capacitiva

M M M M M MM M M

Compensación

Individual

Compensación

en grupos Banco

Compensación

Central

Transformador

Regulador


Acondicionado


20

del condensador no tiene que ser excedida, pues se caería en una "sobre-

compensación"; en el cual por ejemplo se puede causar una elevación de la tensión

con resultados dañinos. Por esto es necesario que el condensador cubra solamente

la potencia reactiva inductiva demandada por el consumidor cuando esté

funcionando sin carga alguna, es decir, al vacío.

4.5 COMPENSACIÓN INDIVIDUAL DE LOS TRANSFORMADORES.

Para la compensación individual de la potencia inductiva de los transformadores de

distribución, se recomiendan como guía los valores dados en la tabla siguiente. A la

potencia nominal de cada transformador se le ha asignado la correspondiente

potencia del condensador necesario, el cual es instalado en el secundario del

transformador.

Potencia nominal del

Transformador 100

160

250

400

630

1000

1600

Potencia reactiva del

Condensador en kVAr 4

6

15

25

40

60

100

4.6. COMPENSACIÓN INDIVIDUAL DE MOTORES.

Para compensar un motor trifásico es necesario probar primeramente si el motor es

arrancado directamente o si es arrancado por medio de un dispositivo arrancador

estrella-delta.

Para un arranque directo, por ejemplo, por medio de una arrancador

electromagnético, la compensación individual es sencilla, El condensador se

conecta directamente a los terminales A,B y C del motor, sin necesidad de más

dispositivos. La potencia reactiva capacitiva necesaria para cada motor está dada en

la tabla siguiente:

Potencia Nominal del

Motor en kW

Potencia reactiva del

Condensador en kVA


Acondicionado


21

4

5.5

7.5

11

15

18.5

22

30

más de 30

2

2

3

3

4

7.5

7.5

10

más o menos el 35% de la

potencia del motor

Fig. II.6.9

4.7. CASO DE COMPENSACIÓN REACTIVA

Datos :

3 S

M

A

B

C

Arrancador

AB

C


Acondicionado


22

Instalación con demanda promedio 110 kW, cos1= 0,79 y 4,300 horas de

operación anuales. Costo de Energía Reactiva US$ = 0.012

52. DETERMINACIÓN DE LA CAPACIDAD DEL CONDENSADOR

Se calcula mediante:

KVAR C = P (kW) * (tan 1 - tan 2) (I)

El factor de potencia requerido será de 0.96.

Según (I) el banco de condensadores será :

110 * 0.485 = 53.35 kVAR

Normalizando se seleccionará un condensador de 50 kVAR

Ahorro de energía reactiva

50 kVAR x 4 300 h = 215,000 kVARh

Ahorro económico

215,000 kVARh x 0.012 US$/kVARh = 2,580 US$

Ahorro de energía activa

Adicionalmente se obtendrá una reducción de pérdidas por efecto Joule al circular

menores intensidades por la instalación.

Inversión

El costo promedio del condensador por kVAR varía entre 25 a 30 US$


Acondicionado


23

Para este caso la inversión será : 50 kVAR * 30 US$/kVAR

Inversión = 1,500 US$

Período simple de retorno de la inversión (pay back):

Inversión = 7 meses

Ahorro

5. BENEFICIOS DE LA CORRECCIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA

- Reducción de los pagos por concepto facturación de energía reactiva.

- Disminución de las pérdidas por efecto Joule ( I2R ) en cables y transformadores.

- Reducción de las caídas de tensión.

- Aumento de la disponibilidad de potencia de transformadores, líneas y generadores.

- Aumento de la vida útil de las instalaciones.

6. EFECTOS DEL BAJO FACTOR DE POTENCIA EN LOS CONDUCTORES

Sistemas de 1, 2 ó 3 fases

Factor de Corriente Aumento Tamaño relativo Aumento en las pérdidas

Potencia Total en la del alambre por calentamiento para

Amperios Corriente para pérdida Tamaño alambre

% % % %

100 100 0 100 0

90 111 11 123 23

80 125 25 156 56

70 143 43 204 104

60 167 67 279 179

50 200 100 400 300

40 250 150 625 525

Fuente: U.R.E. Tesis de grado del Ing. Miguel Zevallos.

7. TABLA DEL FACTOR “K” DE COMPENSACION REACTIVA PARA

CÁLCULO DE LA POTENCIA DEL BANCO DE CONDENSADORES

La tabla presentada en la página 180 se da en función del FACTOR DE POTENCIA de la instalación antes y después de la compensación. Para hallar la potencia del banco de condensadores a instalarse en un sistema


Acondicionado


24

eléctrico, el factor K hallado se multiplica por la Potencia Activa del sistema eléctrico.

Tan o Cos

antes de la

Compensación

(valor existente)

Tan o Cos deseado (Compensado)

Tan 0,75 0,59 0,48 0,46 0,43 0,40 0,36 0,33 0,29 0,25 0,20 0,14 0,0

Cos 0,80 0,86 0,90 0,91 0,92 0,93 0,94 0,95 0,96 0,97 0,98 0,99 1

2,29 0,40 1,557 1,691 1,805 1,832 1,861 1,895 1,924 1,959 1,998 2,037 2,085 2,146 2,288

2,22 0,41 1,474 1,625 1,742 1,769 1,798 1,831 1,840 1,896 1,935 1,973 2,021 2,032 2,225

2,16 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

2,10 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 2,107

2,04 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 2,041

1,98 0,45 1,230 1,384 1,501 1,532 1,561 1,592 1,626 1,659 1,695 1,737 1,784 1,846 1,988

1,93 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 1,929

1,88 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 1,881

1,83 0,48 1,076 1,228 1,343 1,370 1,400 1,430 1,464 1,497 1,534 1,575 1,623 1,684 1,826

1,78 0,49 1,030 1,179 1,297 1,326 1,355 1,386 1,420 1,453 1,489 1,530 1,578 1,639 1,782

1,73 0,50 0,982 1,232 1,248 1,276 1,303 1,337 1,369 1,403 1,441 1,481 1,529 1,590 1,732

1,69 0,51 0,936 1,037 1,202 1,230 1,257 1,291 1,323 1,357 1,395 1,435 1,483 1,544 1,686

1,64 0,52 0,894 1,043 1,160 1,188 1,215 1,249 1,281 1,315 1,353 1,393 1,441 1,502 1,644

1,60 0,53 0,850 1,000 1,116 1,144 1,171 1,205 1,237 1,271 1,309 1,349 1,397 1,458 1,600

1,56 0,54 0,809 0,959 1,075 1,103 1,130 1,164 1,196 1,230 1,268 1,308 1,356 1,417 1,559

1,52 0,55 0,769 0,918 1,035 1,063 1,090 1,124 1,156 1,190 1,228 1,268 1,316 1,377 1,519

1,48 0,56 0,730 0,879 0,996 1,024 1,051 1,085 1,117 1,151 1,189 1,229 1,277 1,338 1,480

1,44 0,57 0,692 0,841 0,958 0,986 1,013 1,047 1,079 1,113 1,151 1,191 1,239 1,300 1,442

1,40 0,58 0,665 0,805 0,921 0,949 0,976 1,010 1,042 1,076 1,114 1,154 1,202 1,263 1,405

1,37 0,59 0,618 0,768 0,884 0,912 0,939 0,973 1,005 1,039 1,077 1,117 1,165 1,226 1,368

1,33 0,60 0,584 0,733 0,849 0,878 0,905 0,939 0,971 1,005 1,043 1,083 1,131 1,192 1,334

1,30 0,61 0,549 0,699 0,815 0,843 0,870 0,904 0,936 0,970 1,008 1,048 1,096 1,157 1,299

1,27 0,62 0,515 0,665 0,781 0,809 0,836 0,870 0,902 0,936 0,974 1,014 1,062 1,123 1,265

1,23 0,63 0,483 0,633 0,749 0,777 0,804 0,838 0,870 0.904 0,942 0,982 1,030 1,091 1,233

1,20 0,64 0,450 0,601 0,716 0,744 0,771 0,805 0,837 0,871 0,909 0,949 0,997 1,058 1,200

1,17 0,65 0,419 0,569 0,685 0,713 0,740 0,774 0,806 0,840 0,878 0,918 0,966 1,007 1,169

1,14 0,66 0,388 0,538 0,654 0,682 0,709 0,743 0,775 0,809 0,847 0,887 0,935 0,996 1,138

1,11 0,67 0,358 0,508 0,624 0,652 0,679 0,713 0,745 0,779 0,817 0,857 0,905 0,966 1,108

1,08 0,68 0,329 0,478 0,595 0,623 0,650 0,884 0,716 0,750 0,788 0,828 0,876 0,937 1,079

1,05 0,69 0,299 0,449 0,565 0,593 0,620 0,654 0,686 0,720 0,758 0,798 0,840 0,907 1,049

1,02 0,70 0,270 0,420 0,536 0,564 0,591 0,625 0,657 0,691 0,729 0,796 0,811 0,878 1,020

0,99 0,71 0,242 0,392 0,508 0,536 0,563 0,597 0,629 0,663 0,701 0,741 0,783 0,850 0,992

0,96 0,72 0,213 0,364 0,479 0,507 0,534 0,568 0,600 0,634 0,672 0,712 0,754 0,821 0,963

0,94 0,73 0,186 0,336 0,452 0,480 0,507 0,541 0,573 0,607 0,645 0,685 0,727 0,794 0,936

0,91 0,74 0,159 0,309 0,425 0,453 0,480 0,514 0,546 0,580 0,618 0,658 0,700 0,767 0,909

0,88 0,75 0,132 0,282 0,398 0,426 0,453 0,487 0,519 0,553 0,591 0,631 0,673 0,740 0,882

0,86 0,76 0,105 0,225 0,371 0,399 0,426 0,460 0,492 0,526 0,564 0,604 0,652 0,713 0,855

0,83 0,77 0,079 0,229 0,345 0,373 0,400 0,434 0,466 0,500 0,538 0,578 0,620 0,687 0,829

0,80 0,78 0,053 0,202 0,319 0,347 0,374 0,408 0,440 0,474 0,512 0,552 0,594 0,661 0,803

0,78 0,79 0,026 0,176 0,292 0,320 0,347 0,381 0,413 0,447 0,485 0,525 0,567 0,634 0,776

0,75 0,80 0,150 0,266 0,294 0,321 0,355 0,387 0,421 0,459 0,499 0,541 0,608 0,750

0,72 0,81 0.124 0,240 0,268 0,295 0,329 0,361 0,395 0,433 0,473 0,515 0,582 0,724

0,70 0,82 0,098 0,214 0,242 0,269 0,303 0,335 0,369 0,407 0,447 0,489 0,556 0,698

0,67 0,83 0,072 0,188 0,216 0,243 0,277 0,309 0,343 0,381 0,421 0,463 0,530 0,672

0,65 0,84 0,046 0,162 0,190 0,217 0,251 0,283 0,317 0,355 0,395 0,437 0,504 0,645

0,62 0,85 0,020 0,136 0,164 0,191 0,225 0,257 0,291 0,329 0,369 0,417 0,478 0,620

0,59 0,86 0,109 0,140 0,167 0,198 0,230 0,264 0,301 0,343 0,390 0,450 0,593

0,57 0,87 0,083 0,114 0,141 0,172 0,204 0,238 0,275 0,317 0,364 0,424 0,567

0,54 0,88 0,054 0,085 0,112 0,143 0,175 0,209 0,246 0,288 0,335 0,395 0,538

0,51 0,89 0,028 0,059 0,086 0,117 0,149 0,183 0,230 0,262 0,309 0,369 0,512

0,48 0,90 0,031 0,058 0,089 0,121 0,155 0,192 0,234 0,281 0,341 0,484


Acondicionado


25

Ejemplo de cálculo de la potencia de un banco de condensadores a través del

Factor K:

Para obtener en una instalación de 100 kW un Factor de Potencia de 0,97 (tg =0,25),

en el cual existe actualmente un Factor de Potencia de 0.83 (tg = 0,67), se tiene que

seleccionar primero el Factor K, el cual se obtiene cruzando los factores de potencia

existentes (columna vertical) y el deseado (fila horizontal).

Para este caso, del cruce obtenido de los Factores de Potencia existentes y deseado se

tiene que el Factor K es de 0.421, con la cual se determinara la potencia del banco de

condensadores (Qc) a través de la siguiente relación:

Qc = Potencia Activa x Factor K

Según la relación descrita, la Potencia del Banco de Condensadores (Qc) seleccionado

es de 42.1 kVAr para cualquier valor nominal de la tensión de la instalación.


Acondicionado


26

CAPÍTULO II.6:

CALIDAD DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Calidad de energía es un término utilizado para referirse al estándar de calidad que debe

tener el suministro de corriente alterna en las instalaciones eléctricas, en términos de:

- Tensión o voltaje constante

- Forma de onda sinusoidal

- Frecuencia constante

Las desviaciones respecto a los estándares de calidad ocasiona problemas en los equipos

eléctricos.

Actualmente en el Perú se cuenta con la Norma Técnica de Calidad de los Servicios

Eléctricos (NTCSE) aprobada en octubre de 1997, en la que se establecen las

disposiciones que fijan los estándares mínimos de calidad que garanticen a los usuarios

un suministro eléctrico continuo, adecuado, confiable y oportuno. La Norma también

establece que los usuarios finales de la energía eléctrica están obligados a cumplir

ciertos requerimientos mínimos que aseguren una buen empleo de la energía eléctrica y

que no ocasionen perturbaciones en las redes eléctricas.

La causa de estas perturbaciones se debe principalmente al auge de la electrónica de

potencia que en los últimos años han permitido un uso más eficiente de la energía

eléctrica y aumentos considerables en la productividad de los procesos industriales pero,

por otra parte, han provocado una situación problemática, a veces grave, donde las

corrientes armónicas generadas por los propios equipos electrónicos distorsionan la

onda de corriente sinusoidal original y perturban la operación de estos mismos equipos,

provocando además, calentamientos excesivos y pérdidas de energía en máquinas

eléctricas, conductores y demás equipos del sistema eléctrico. El problema no sólo

puede sufrirlo el propio usuario propietario de equipos generadores de armónicas, sino

que a través de las líneas de distribución y de transmisión puede propagarlo a otros

usuarios de la red eléctrica.

Los parámetros de calidad de producto definidos por la Norma Técnica de Calidad, son

los siguientes:

Tensión: Las tolerancias admitidas sobre las tensiones nominales de los puntos de

entrega, en todas las etapas y en todos los niveles de tensión, es de hasta el 5.0% de

las tensiones nominales de tales puntos.

Frecuencia: Variaciones sostenidas de frecuencia

Perturbaciones: a) Tensiones armónicas individuales. El Factor de Distorsión total de

tensiones armónicas (THD) no debe superar el 3% para tensiones

mayores de 60 kV y 5% para tensiones menores de 60 kV.

b) Flícker


Acondicionado


27

1. DÓNDE PUEDE ORIGINARSE LA MALA CALIDAD DE

ENERGÍA.

Puede tener dos orígenes:

El primero, en la acometida de la red eléctrica que alimenta la instalación por

deficiencias del suministro. El segundo, en la propia instalación.

Los equipos electrónicos modernos (computadoras, variadores de frecuencia, UPS,

balastos electrónicos) utilizan un dispositivo de electrónica de potencia (diodos,

transistores y tiristores) que convierten la corriente alterna en corriente directa y

trabajan en un modo de interrupción (switching), que funciona a manera de

pulsaciones que no tienen forma de onda de voltaje sinusoidal.

Aproximadamente el 50% de la energía pasa por estos dispositivos antes de ser

finalmente aprovechada.

Al resultar corrientes no sinusoidales se produce la distorsión

armónica y consumos no lineales.

Problemas que genera la mala calidad de energía

- Generación de corrientes armónicas

- Fugas de corrientes en la red de tierra

- Variaciones de voltaje

Estos fenómenos técnicos ocurren por dos razones

principalmente:

- La instalación de equipo electrónico en un ambiente determinado sin haber hecho

las modificaciones necesarias en la instalación eléctrica, de tal manera que no hay

un equilibrio entre el consumo de energía y la instalación que soporta este

consumo.

- La construcción de edificaciones sin el conocimiento de la carga eléctrica que se

requerirá.

2. ARMÓNICAS


Acondicionado


28

2.1. ARMÓNICA

Son frecuencias enteras o múltiplos de números enteros de frecuencias

fundamentales. Cuando estas se combinan con las ondas sinusoidales fundamentales

forman una onda distorsionada, repetitiva, no sinusoidal.

Equipos de consumo no lineal como computadoras y televisores debido al empleo de

un circuito de rectificación o fuente de poder, generan corrientes armónicas que

pueden ocasionar problemas de distorsión lo cual se refleja en:

- Operación errática de equipo computarizado

- Sobre calentamiento de equipo y conductores

- Falla prematura de equipos

- Disparo de interruptores

2.2. SOLUCIÓN A ESTOS PROBLEMAS

- Mantener baja la impedancia eléctrica

- Preparar el circuito para que sea capaz de asimilar el contenido de corrientes

armónicas que el equipo instalado va a generar

- Balancear correctamente las cargas en los conductores/fases (3) del suministro.

Por ejemplo es común observar en grandes edificios que se deja

un tablero de uso exclusivo para conectar computadoras y

equipos electrónicos. Si el tablero es trifásico, se tendrá en las

tres fases un consumo como el de la tabla siguiente y por el

neutro circularán las armónicas impares múltiplos de 3,

observando que las corrientes en el neutro son superiores a los

valores de fase, situación que, si no es prevista por el

proyectista producirá problemas. Normalmente el conductor de

neutro no tiene protección de sobrecarga.

Corriente

(A rms)

Fase A 410


Acondicionado


29

Fase B 445

Fase C 435

Neutro 548

2.3. EFECTOS DE LAS CORRIENTES ARMÓNICAS

A. Resonancia de condensadores de compensación del factor de potencia

Los condensadores aumentan la distorsión de un sistema y contribuyen a producir el

fenómeno de resonancia, es decir, un aumento de la distorsión enormemente elevado,

que termina por hacer colapsar condensadores o transformadores, si es que las

protecciones no operan debido precisamente a la presencia de armónicas en el

sistema.

La solución del problema consiste en agregar una inductancia en serie con el

condensador de compensación reactiva como se muestra en la figura adjunta. Si bien,

la distorsión puede disminuir levemente, lo más relevantes es que desaparecen los

riesgos de resonancia. Los condensadores antiresonantes tienen precios superiores.

B. Circuito equivalente armónico de un sistema con condensadores de

compensación de factor de potencia

Fig. II.6.1

C. COMPENSACIÓN DE POTENCIA REACTIVA ANTIRESONANTE

Transformador

Condensador Fuente de

Armónicas

LTC

Ih


Acondicionado


30

Fig. II.6.2

2.4. INCREMENTO DE PÉRDIDAS

Las corrientes armónicas producen un incremento de las pérdidas. En el caso del

transformador se producen dos pérdidas relevantes:

- Las pérdidas proporcionales a la resistencia de los arrollamientos y a la suma al

cuadrado de las corrientes fundamentales y armónicas.

- Las pérdidas por corrientes parásitas que son proporcionales al cuadrado de la

corriente armónica y al cuadrado del orden de la armónica.

En cables y conductores de cobre sólo la primera de ellas está presente y por tanto, es

relativamente simple calcularlas con los procedimientos conocidos.

Para el caso de transformadores el cálculo es más complicado. De no existir datos

fidedignos las pérdidas por corrientes parásitas son un 15% de las pérdidas por

resistencia en los arrollamientos.

2.5. ERRORES DE INSTRUMENTOS

La presencia de armónicas afecta severamente la lectura de los instrumentos.

Instrumentos de aguja de tipo electrodinámico

Su principio de funcionamiento es tal que indican el verdadero valor efectivo (true rms) de la

onda. Dado que emplean inductancias y sólo consideran usualmente hasta la armónica 5 en

forma fidedigna.

Ih

TransformadorCondensador

Antiresonante

Fuente de

Armónicas

LTLF

CF

LT = 5.09 mH

C = 11.3 uF

Ih = 38 A (h=5)

LF = 0.0628


Acondicionado


31

Instrumentos digitales con rectificador a la entrada

Miden el valor medio de la onda rectificada. Si la onda tiene armónicas, el instrumento mide un valor inferior al valor eficaz. En la medición de corrientes como las registradas en las computadoras, el instrumento mide un 30% menos que el valor efectivo

(rms).

Instrumentos de verdadero valor efectivo (true rms)

Son instrumentos digitales, que emplean un sensor que registra la elevación de

temperatura por una resistencia por la cual circula corriente a medir. Por tanto, el

instrumento mide el verdadero valor efectivo de la corriente o voltaje, incluyendo

todas las armónicas.

Instrumentos para medir armónicas

Para determinar el contenido armónico, no existe otro procedimiento que emplear un medidor de armónicas, los que en general despliegan en pantalla las formas de onda, el valor de la fundamental, de cada armónica, el valor efectivo, el valor máximo y la

distorsión total.

Fig . II.6.3

EJEMPLO

53. FACTOR K DE UN RECTIFICADOR TRIFÁSICO

h

1

I h %

100

Ih 2

10000

H2

Ih 2

1000

CARGA MÁXIMA DE UN TRANSFORMADOR

CA

RG

A M

ÁX

IMA

(%

)

FACTOR K

0.5

0.4

0.6

0.7

0.8

0.9

1

3020 2515105


Acondicionado


32

5

7

11

13

17

19

17.5

11.0

4.5

2.9

1.5

1.0

306,25

121,00

20,26

8,41

2,25

1,00

7656,25

5929,00

2450.25

1421,29

650,25

361,00

SUMA 459,16 28468,04

FACTOR K= 28468 / 10459 = 2.72

TABLA I

Características límites de las perturbaciones

Término empleado

Distorsión armónica

Diferencia de voltaje entre

Descripción

El voltaje deja de ser sinusoidal la distorsión de voltaje total es mayor

que un 5%. La corriente es superior al 20%.

Por el conductor de neutro circula la corriente debida a los

desequilibrios entre cada fase y a componentes armónicas

principalmente de órden 3.

El voltaje en el conductor de neutro no debe ser superior a 0.6 V.

Puede medirse como voltaje entre neutro y tierra.

TABLA 2

Efectos de la distorsión armónica

Equipo

Transformador

Condensadores

Motores de inducción

Cables de conexión

Equipos de computación

Efectos observados

Sobrecalentamiento si el factor K es elevado (superior a 2.7) y la

carga es superior al 90% de la nominal.

Los condensadores (de compensación de factor de potencia de

iluminación, por ejemplo) se queman si la corriente por ellos es más

que 1.3 veces su corriente nominal.

Sobrecalentamiento y vibraciones excesivas si las distorsión de

tensión es superior al 5%.

Sobrecalentamiento si el valor efectivo de la corriente (medido con un

instrumento true rms) es superior al que soporta el cable.

Pérdidas de algunos datos y daños en algunas componentes

electrónicas debido a que el voltaje máximo es superior al nominal o a

que existe un diferencial de voltaje entre neutro y tierra.

TABLA 3

Medidas de mejoramiento de instalaciones eléctricas contaminadas por armónicas


Acondicionado


33

Equipo o instalación

Distribución de electricidad

Condensadores

Equipos contaminantes

Proyecto o mejoramiento

Dimensionamiento de conductores considerando armónicas.

Disminución de las corrientes por el neutro mediante balance de

cargas.

Disminución de las corrientes armónicas mediante filtros y

transformadores de aislación.

Tableros separados para equipos sensibles.

Sustitución por condensadores antiresonantes.

Mejoramiento de los equipos (exigencia a los fabricantes de ubicar

filtros de líneas o reactancias serie).

Ejemplo: Transformadores de aislación.

Fuente: Calidad de Energía Eléctrica - PROCOBRE

3. FUGAS DE CORRIENTE EN LA RED DE TIERRA

Algunos equipos electrónicos filtran la corriente alterna porque

tienen un consumo no lineal. El voltaje filtrado aparece como

corrientes en el sistema de tierra que tienen frecuencias muy

altas (hasta 100 kHz) y que no están sincronizadas con la

fundamental de 60 Hz. Estas corrientes que provienen de

diferentes equipos se combinan en su desplazamiento hacia

tierra. El resultado de esto son las fugas que se encuentran en

los principales puntos de tierra. Originalmente la puesta a tierra

tiene el propósito de seguridad, hoy adicionalmente debe estar

preparada para recibir corrientes adicionales. El mal

funcionamiento de la conexión a tierra puede ocasionar:

- Shocks eléctricos.

- Interferencias con los equipos.


Acondicionado


34

Prevención de estos problemas

- Mantener bajas las impedancias en la ruta a tierra.

- Disponer un plano del sistema de tierra detallado de tal manera que establezca

claramente el origen, el destino de los cables y si estos pueden ser

desconectados.

4. REGULACIÓN DE VOLTAJE

La regulación de voltaje es una de las características relevantes de la calidad de la red

eléctrica.

La causa principal para definir las variaciones de voltaje, con respecto al valor nominal,

se relaciona con garantizar el funcionamiento de equipos en rangos específicamente

determinados. Los equipos que son más afectados por una mala regulación de voltaje

son las luminarias (que disminuyen su vida útil cuando el voltaje crece) y los

motores eléctricos (que aumentan sus pérdidas y arrancan con dificultad cuando el

voltaje es bajo).

Las variaciones típicas de voltaje son las siguientes:

- Pico de alto voltaje.

- Caídas de voltaje.

- “Parpadeo” de voltaje.

Prevenir o solucionar estos problemas

- Circuitos dedicados para equipo electrónico especial con sus correspondientes

instalaciones de back up como por ejemplo UPS.

- Empleo de conductores adecuadamente dimensionados.

- Compensación del factor de potencia.

- Un sistema de conexión a tierra con un buen diseño y mantenimiento.

- Instalación de eliminadores de sobretensión para protección de áreas claves.


Acondicionado


35

5. FLUCTUACIONES DE VOLTAJE

Las fluctuaciones de voltaje no sólo incrementan

momentáneamente las pérdidas I2R por calor sino que en mayor

grado afectan el funcionamiento, rendimiento y vida útil de los

equipos conectados al sistema. Estas fluctuaciones son causadas

principalmente por grandes cargas fluctuantes como los equipos

de soldadura.

El primer método básico para manejar el problema y reducir sus

efectos sería instalar un alimentador o subestación separada

para este tipo de cargas; este método tiende a aislar

eléctricamente la carga fluctuante de la carga que requiere

voltaje uniforme.

Si esto no fuera posible, la variación brusca de corriente deberá

limitarse a un mínimo, el arranque de motores con voltaje

reducido ayuda a reducir la caída de voltaje lo mismo que la

corriente de arranque. Existen varios métodos de arranque a

voltaje reducido y su selección para el caso determinado

depende del tamaño y tipo de carga, niveles de fallo y otras

consideraciones. Si las fluctuaciones persisten es recomendable


Acondicionado


36

utilizar equipos de regulación de voltaje de alta velocidad,

como un transformador estabilizador de voltaje delante del

equipo de soldadura.

La fuente de voltaje para los equipos de soldadura no deberá

variar más del 10%, por debajo del valor nominal durante la

soldadura. Una fuente de energía inadecuada puede causar una

soldadura lenta o incluso malas soldaduras. Este punto adquiere

mayor importancia cuando la carga de soldadura representa una

porción considerable de la carga total de la planta.

6. ARMÓNICOS EN EL SISTEMA

Un armónico es una componente senoidal de una señal

periódica que tiene una frecuencia que es un múltiplo entero de

la frecuencia fundamental.

Entre los efectos producidos por los armónicos, se encuentran:

- Calentamiento en cables transformadores y máquinas

rotatorias.


Acondicionado


37

- Errores en los medidores tipo inducción

- Aparición de sobretensiones armónicas; lo que ocasiona

fallas, especialmente en bancos de condensadores

- Mal funcionamiento de los equipos electrónicos de control,

de protección, de medida y de telecomunicación.

Los efectos de los armónicos pueden eliminarse reduciendo la

magnitud de las corrientes o voltajes armónicos que se

producen en el sistema. La reducción puede hacerse mediante la

instalación de filtros o mediante conexión de la carga a un nivel

de tensión para el cual el efecto de los armónicos sea menos

considerable.

El objetivo de un filtro de armónicos es proporcionar una

trayectoria a tierra de baja impedancia para los armónicos de

voltaje o corriente, con el fin de facilitar su circulación a tierra

y prevenir su propagación en el resto del sistema.


Acondicionado


38


Acondicionado


39

CAPÍTULO III.1:

TARIFAS ELÉCTRICAS - FORMACIÓN DE LOS

PRECIOS DE LA ELECTRICIDAD

1. GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN Los precios de la Electricidad para cada cliente representa el costo de abastecer el suministro de manera

económica y se estructuran de acuerdo a los componentes que forman cada sistema eléctrico. De acuerdo

con la Ley de Concesiones Eléctricas (Ley 25844) el sector eléctrico se divide en tres actividades:

generación, transmisión y distribución.

1. La actividad de generación (G) constituye el inicio de la cadena de costos e involucra las centrales

eléctricas y sus instalaciones de transmisión (subestaciones de transformación y líneas) necesarias

para transportarla energía producida y colocarla a disposición de los clientes. Los puntos donde la

energía eléctrica está a la disposición de todos los clientes se denominan «subestaciones base» o

«barras base». El costo de la generación es cubierto por los precios base de energía y potencia. El

precio base de energía viene expresado en céntimos de sol por kilowatthora (kWh) y el precio base

de la potencia en soles por kilowatt (kW).

2. La actividad de transmisión (T) se subdivide en transmisión principal y transmisión secundaria. El

sistema principal de transmisión (SPT) está conformado únicamente por las líneas de transmisión que

unen subestaciones o barras base y permiten el libre tránsito de la electricidad sin asignar

responsabilidad particular a ningún generador por dicho transito. El conjunto de barras y líneas que

forman el SPT constituye un mercado mayorista para el desarrollo de las transacciones del negocio

eléctrico. El sistema secundario de transmisión (SST) está conformado por las subestaciones de

líneas y barras de transmisión en las cuales es posible identificar al usuario (generador, distribuidor o

cliente final) responsable por el uso de dichas instalaciones. El SST permite en un caso a los

generadores colocar su energía en el mercado mayorista (SSTg) o directamente a un cliente, y en el

otro caso, la adquisición de energía del mercado mayorista para un cliente en particular (SSTd).

3. La actividad de distribución (D) está conformada por las redes de media (MT) y baja (BT) tensión

necesaria para distribuir la energía comprada a los generadores desde el mercado mayorista hacia los

consumidores o usuarios finales.

Las redes eléctricas del sistema peruano están clasificados en 4 niveles de tensión:

1. Muy alta tensión (MAT),tensiones superiores a 100kV.

2. Alta tensión (AT), tensiones superiores a 30kv e inferiores a 100kV.

3. Media tensión (MT), tensiones superiores a 440 V e inferiores a 30kV.

4. Baja tensión (BT), tensiones inferiores a 440 V.

La Fig. III.1.1 muestra en forma simplificada la estructura del sector eléctrico y la formación del precio.

Se observa la descomposición vertical del sistema eléctrico (generación, transmisión y distribución) y la

agregación de costos para cada barra de consumo. Los precios en la barra base (barra A) del sistema

incluyen los costos degeneración más los costos de transmisión principal. Los precios en la barra D

(llamada también barra equivalente de media tensión) incorporan al precio de la barra base los costos de

transmisión secundaria desde la barra A hasta la barra D (subestaciones y líneas). Los precios en la barra

F (de clientes de baja tensión) incorporan al precio de la barra D los costos de distribución en media y

baja tensión.


Acondicionado


40

Fig. III.1.1

Tal como se muestra en la Fig. III.1.2, el precio base está formado por los costos de generación y los

costos del sistema principal de transmisión, estando ubicados en las barras de MAT del sistema eléctrico.

Por otro lado el precio en la barra equivalente de media tensión (MT) es igual a la suma del precio base

más los costos del SST. El precio a los clientes finales de BT son iguales al precio de la barra equivalente

de MT más el valor Agregado de distribución (VAD) de la empresa distribuidora. Si bien las figuras

superiores muestran la agregación de los costos para formar los precios a los diversos clientes según su

ubicación en red eléctrica (barra base de origen y nivel de tensión de suministro), es necesario precisar

que las tarifas se estructuran en costos fijos y costos variables. Los costos fijos vienen expresados

generalmente por unidad de potencia y los costos variables por unidad de energía.

2. DISTRIBUCIÓN Las tarifas de electricidad a cliente final reconocen los costos de Generación, Transmisión y Distribución,

las mismas que son reguladas por la CTE.

En el siguiente esquema se muestra la formación del precio de electricidad desde el precio en barra

publicado hasta el precio aplicable a los clientes finales de media y baja tensión.

STPBASE


Acondicionado


41

MT

BT

SE MT/ BT

Usuario

Baja

Tensión

Distribución MT Distribución BT

Precio en Barra Equivalente MT

MT

AT

Usuario

Media

Tensión

Precio en Barra AT

MAT

Generación

Transmisión

Precio en Barra MAT

Transmisión Secundaria

• Pérdidas Marginales de Potencia y Energía

• Peajes de Conexión por Transformación y Transporte

• VADBT• Pérdidas de potencia

y energía en BT

• VADMT• Pérdidas de potencia

y energía en MT

Fig. III.1.2

A continuación explicaremos el procedimiento de cálculo tarifario a clientes finales a partir de los precios

en la barra equivalente de media tensión. Valor Agregado de Distribución (VAD)

El VAD representa el costo total en que se incurre para poner a disposición del cliente la potencia y

energía desde la barra equivalente de media tensión hasta el punto de empalme de la acometida.

VAD

• Costos asociados al usuario

• Pérdidas estándares de

distribución en potencia y energía

• Costos estándares de inversión,

mantenimiento y operación

En el siguiente esquema se muestra la desagregación de los costos de distribución. Para un cliente en

media tensión los precios en barra equivalente se expanden adicionando el valor agregado de media

tensión más las pérdidas de energía y potencia asociadas en media tensión. Para un cliente en baja tensión

a los precios obtenidos para el cliente en media tensión se adiciona el valor agregado de baja tensión más

las pérdidas de energía y potencia asociadas en baja tensión.


Acondicionado


42

PBEMT : Precios en barra equivalente de media tensión

VADMT : Valor agregado de distribución MT

FPMT : Factor de expansión de pérdidas MT

VADBT : Valor agregado de distribución BT

FPBT : Factor de expansión de pérdidas BT

La Resolución N° 023-97 P/CTE fija los valores agregados de distribución y las fórmulas tarifarias de las

tarifas aplicables a clientes finales en media y baja tensión del servicio público de electricidad.

Opciones Tarifarias

La Resolución N° 024-97 P/CTE establece las opciones tarifarias y condiciones de aplicación aplicables a

los clientes finales.

Media TensiónMT2 : 2E2P

MT3 : 2E1P Calificación: p y fpMT4 : 1E1P Calificación: p y fp

Media TensiónMT2 : 2E2P

MT3 : 2E1P Calificación: p y fpMT4 : 1E1P Calificación: p y fp

Baja TensiónBT2 : 2E2P

BT3 : 2E1P Calificación: p y fpBT4 : 1E1P Calificación: p y fp

BT5 : 1EBT6 : 1P

Baja TensiónBT2 : 2E2P

BT3 : 2E1P Calificación: p y fpBT4 : 1E1P Calificación: p y fpBT5 : 1E

BT6 : 1P

Opciones de Medida2E2P : Dos mediciones de energía y dos de potencia2E1P : Dos mediciones de energía y una de potencia

1E1P : Una medición de energía y una de potencia1E : Una medición de energía

1P : Una medición de potencia

Calificaciónp : Calificación como presente en puntafp : Calificación como presente fuera de punta

Calificación de los Sistemas Eléctricos de Distribución

PBEMT

VADMT

FPMT

FPBT

VADBT

G y T

D - MT

D - BT

Costo Media Tensión

Costo Baja Tensión


Acondicionado


43

La Resolución Directoral N 101-97-EM/DGE estableció los sectores típicos de distribución para el

período Noviembre 1997 – Octubre 2001 y la metodología de calificación de los sistemas eléctricos en

cada uno de los sectores típicos. Los sectores típicos de distribución establecidos son:

Sector Descripción Sistema Eléctrico

Representativo

Sector 1 Urbano de alta densidad Lima Sur

Sector 2 Urbano de media y baja densidad Huancayo

Sector 3 Urbano rural Abancay

Sector 4 Rural Valle Sagrado

Tarifas a Clientes Finales en Media y Baja Tensión

El modelo de cálculo de las tarifas a clientes finales toma los precios en barra equivalente de media

tensión y a través de las variables y constantes de cálculo se obtienen los cargos máximos por opción

tarifaria en media y baja tensión.

VADMT VADBT

CFE CFS

CFH CER

Precios en Barra

Equivalente MT

Variables

Constantes

FCPPMT - BT / FCFPMT - BT

CMT - BT PP / CMT - BT FP

PEMT - BT / PPMT - BT (Anual)

NHUBT

PTPMT - BT

FBP / Ep (Anual )

Factor de Economía de Escala (Anual)

PP

PEPP

PEFP

CARGOS MAXIMOS POR

OPCION TARIFARIA

MT y BT

MODELO DE

CALCULO

TARIFARIO

54. 3. CONSTANTES DE CÁLCULO Las constantes de cálculo son factores que se utilizan dentro del cálculo tarifario para calcular las tarifas

de los clientes finales en función al nivel de tensión de suministro, su presencia en el sistema como cliente

en punta o fuera de punta y la opción de medida elegida por el cliente.

Asimismo, se considera los factores de economía de escala, el factor de ponderación del precio de la

energía en barra y el factor de balance de potencia.

3.1 FACTORES DE CORRECCION DEL VAD

El factor de corrección modifica el VAD por las ventas de potencia en horas fuera de punta de las

empresas de distribución.

PTPMT : Factor de Corrección del VADMT

PTPBT : Factor de Corrección del VADBT

Empresa PTPMT PTPBT

Coelvisa 0.96 0.99

Edecañete 0.96 0.99

Edelnor 0.93 0.93

Electro Centro 0.96 0.99


Acondicionado


44

Electro Norte 0.96 0.99

Electro Norte Medio 0.96 0.99

Electro Nor Oeste 0.96 0.99

Electro Oriente 0.93 0.99

Electro Sur 0.90 0.96

Electro Sur Este 0.96 0.99

Electro Sur Medio 0.90 0.99

Electro Ucayali 0.96 0.99

Emsemsa 0.99 0.99

Luz del Sur 0.95 0.91

Seal 0.96 0.99

Sersa 0.99 0.99

Otras 0.99 0.99

El PTPMT y PTPBT para sistemas aislados con demandas máximas menores a 12 MW es igual a 0.99 y

0.99 respectivamente.

3.2 FACTORES DE EXPANSIÓN DE PÉRDIDAS EN MT Y BT

Los factores de expansión de pérdidas representan el valor reconocido por la venta de cada unidad de

potencia o energía dentro de cada subsistema de distribución.

PEMT y PPMT : Factor de Expansión de Pérdidas de Energía y Potencia en MT

PEBT y PPBT : Factor de Expansión de Pérdidas de Energía y Potencia en BT

Para el período de regulación Noviembre 1997 – Octubre 2001, se ha previsto la reducción gradual de las

pérdidas reconocidas en cuatro etapas de un año cada una.

Los factores de expansión de pérdidas por empresa y por sector típico para la primera etapa (01/11/97 al

31/10/98) son:

Sector 1 Sector 3

Empresa PEMT PPMT PEBT PPBT Empresa PEMT PPMT PEBT PPBT

Edelnor 1.0237 1.0320 1.1559 1.1850 Coelvisa 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Luz del Sur 1.0237 1.0320 1.1559 1.1850 Edecañete 1.0297 1.0533 1.1743 1.2622

Edelnor 1.0297 1.0533 1.1743 1.2622

Electro Centro 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Electro Norte 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Sector 2 Electro Norte

Medio

1.0281 1.0527 1.3017 1.3794

Electro Nor

Oeste

1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Empresa PEMT PPMT PEBT PPBT Electro Oriente 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Edecañete 1.0263 1.0429 1.1559 1.2184 Electro Sur 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Edelnor 1.0263 1.0429 1.1559 1.2184 Electro Sur Este 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Electro Centro 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 Electro Sur

Medio

1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Electro Norte 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 Seal 1.0400 1.0647 1.2136 1.2930

Electro Norte

Medio

1.0248 1.0423 1.2791 1.3272

Electro Nor

Oeste

1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 Sector 4

Electro Oriente 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364

Electro Sur 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 Empresa PEMT PPMT PEBT PPBT

Electro Sur Este 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 Edelnor 1.0297 1.0533 1.1743 1.2622

Electro Sur

Medio

1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 Electro Centro 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Electro Ucayali 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 Electro Sur 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816


Acondicionado


45

Emsemsa 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 Electro Sur Este 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Seal 1.0365 1.0540 1.1939 1.2471 Electro Sur

Medio

1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Sersa 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 Seal 1.0400 1.0647 1.2136 1.2930

3.3 FACTORES DE COINCIDENCIA EN MT Y BT

Los factores de coincidencia representan la simultaneidad de las máximas demandas de los clientes

agrupados por nivel de tensión respecto a la máxima demanda del conjunto de clientes.

FCPPMT y FCFPMT : Factor de Coincidencia para demandas de punta y fuera de punta en MT

FCPPBT y FCFPBT : Factor de Coincidencia para demandas de punta y fuera de punta en BT

Factor Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4

FCPPMT 0.899 0.861 0.750 0.750

FCFPMT 0.905 0.839 0.713 0.713

FCPPBT 0.876 0.790 0.752 0.752

FCFPBT 0.832 0.587 0.576 0.576

3.4 FACTORES DE CONTRIBUCIÓN A LA PUNTA EN MT y BT

Los factores de contribución a la punta representan la participación de los clientes de simple medición de

potencia en la punta del sistema.

CMTPP y CMTFP : Factor de Contribución en MT para demandas presentes en punta y fuera de

punta

CBTPP y CBTFP : Factor de Contribución en BT para demandas presentes en punta y fuera de

punta

- Opciones tarifarias MT3, MT4, BT3 y BT4


CMTPP 0.70 0.70 0.77 0.77

CMTFP 0.49 0.35 0.38 0.38

CBTPP 0.61 0.62 0.66 0.66

CBTFP 0.37 0.27 0.28 0.28

- Opción tarifaria BT4 (Alumbrado Público)


CBTPP 1.00 1.00 1.00 1.00

3.5 NÚMERO DE HORAS DE USO (NHUBT)

El NHUBT representa el número de horas mensuales promedio de utilización de los clientes de la opción

tarifaria BT5.


NUHBT 400 320 300 275

3.6 FACTORES DE ECONOMIA A ESCALA

Los factores de economía de escala consideran la reducción de los valores agregados de distribución y

cargos fijos por la disminución de la incidencia de las inversiones y costos fijos respecto a las variables a


Acondicionado


46

medida que aumentan las ventas de electricidad por el incremento en el número y consumo de los

clientes.

A partir de la fecha que se indica, los valores del VADMT, VADBT, CFE, CFS y CFH deben ser

multiplicados por los factores de economía de escala siguientes:

- Sector 1

Fecha CFE

CFS

CFH

VADMT VADBT

01/11/1997 1.0000 1.0000 1.0000

01/11/1998 0.9940 0.9938 0.9938

01/11/1999 0.9850 0.9876 0.9876

01/11/2000 0.9840 0.9875 0.9815

- Sector 2

Fecha CFE

CFS

CFH

VADMT VADBT

01/11/1997 1.0000 1.0000 1.0000

01/11/1998 0.9948 0.9843 0.9848

01/11/1999 0.9896 0.9690 0.9698

01/11/2000 0.9845 0.9539 0.9552

- Sector 3

Fecha CFE

CFS

CFH

VADMT VADBT

01/11/1997 1.0000 1.0000 1.0000

01/11/1998 0.9941 0.9927 0.9927

01/11/1999 0.9883 0.9854 0.9859

01/11/2000 0.9825 0.9782 0.9782

- Sector 4

Fecha CFE

CFS

CFH

VADMT VADBT

01/11/1997 1.0000 1.0000 1.0000

01/11/1998 0.9911 0.9940 0.9929

01/11/1999 0.9822 0.9880 0.9859

01/11/2000 0.9735 0.9821 0.9789

3.7 FACTOR DE PONDERACIÓN DEL PRECIO DE LA ENERGÍA EN BARRA (Ep)

El Ep pondera el precio de la energía en horas punta y en horas fuera de punta en la barra equivalente de

MT. De esta manera, se determina el cargo por energía de las opciones tarifarias de sinple medición de

energía.

PEFPEpPEPPEpPE )1(


Acondicionado


47

Ep : Factor de Ponderación de Energía para tarifas monomias

PEPP : Precio de Energía de Punta en la Barra Equivalente de MT

PEFP : Precio de Energía Fuera de Punta en la Barra equivalente de MT

3.8 FACTOR DE BALANCE DE POTENCIA COINCIDENTE EN HORA PUNTA (FBP)

El FBP representa el factor de ajuste entre la potencia ingresada menos las pérdidas eficientes y la

potencia de punta efectiva supuestamente vendida. El FBP se deberá calcular anualmente para cada

sistema eléctrico con demanda máxima superior a 12 MW.

55.

56. 4. VARIABLES DE CÁLCULO7

4.1 VALORES AGREGADOS DE DISTRIBUCIÓN DE MEDIA Y BAJA TENSIÓN

El VAD corresponde al reconocimiento de la inversión eléctrica, rentabilidad, gastos de operación y

mantenimiento de las instalaciones eléctricas de distribución.

VMTPP y VMTFP : Valor Agregado de Distribución en MT para demandas de punta y fuera de

punta (S/./KW-mes)

VBTPP y VBTFP : Valor Agregado de Distribución en BT para demandas de punta y fuera de

punta (S/./KW-mes)

VMTFP = VADMTa FBP VMTFP = VAD de MT en fuera de punta

VMTPP = PTPMT VMTFP VMTPP = VAD de MT en punta

VBTFP = VADBTa FBP VBTFP = VAD de BT en fuera de punta

VBTPP = PTPBT VBTFP VBTPP = VAD de BT en punta

Valores Agregados de Distribución Actualizados

VADMTFAVADMTFEEVADMTa

VADBTFAVADBTFEEVADBTa Donde:

FEE : Factor de Economía de Escala

FAVADMT : Factor de Actualización del VADMT

FAVADBT : Factor de Actualización del VADBT

Variable Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4

VADMT 8.015 5.892 15.446 19.268

VADBT 28.557 28.132 26.938 38.271

FEE 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000

FAVADMT 1.0767 1.0731 1.0692 1.0692

FAVADBT 1.0695 1.0673 1.0661 1.0670

VADMTa 8.630 6.323 16.515 20.601

VADBTa 30.542 30.025 28.719 40.835

Para el cálculo de los valores agregados de distribución en punta y fuera de punta consideremos el

PTPMT y PTPBT de las empresas cuyos sistemas eléctricos son representativos de cada sector típico. El

valor del FBP es igual a 1.00.


7 Los valores actualizados de las variables de cálculo consideran los factores de actualización vigentes para el mes de julio de 1998.


Acondicionado


48

Empresa Luz del Sur Electro Centro Electro Sur Este Electro Sur Este

Sistema Eléctrico Lima Sur Huancayo Abancay Valle Sagrado

VMTFP 8.630 6.323 16.515 20.601

VMTPP 8.198 6.070 15.854 19.777

VBTFP 30.542 30.025 28.719 40.835

VBTPP 27.793 29.725 28.431 40.427

4.2 CARGO FIJO MENSUAL

Los cargos fijos representan los costos asociados (lectura del medidor, procesamiento, emisión, reparto y

cobranza de la factura) a la facturación de los clientes independientemente de su demanda de potencia y

energía.

CFS, CFH y CFE : Cargo fijo mensual para opciones de una potencia contratada,

medición horaria y simple medición (S/./cliente)

Cargos Fijos Mensuales Actualizados

CFEFACFEFEECFEa

CFSFACFSFEECFSa

CFHFACFHFEECFH a Donde:

FEE : Factor de Economía de Escala

FACFE : Factor de Actualización del CFE

FACFS : Factor de Actualización del CFS

FACFH : Factor de Actualización del CFH


CFE 1.707 1.566 1.566 1.792

CFS 2.797 2.797 2.797 2.797

CFH 4.117 4.117 4.117 4.297

FEE 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000

FACFE 1.0573 1.0573 1.0573 1.0573

FACFS 1.0573 1.0573 1.0573 1.0573

FACFH 1.0573 1.0573 1.0573 1.0573

CFEa 1.80 1.66 1.66 1.89

CFSa 2.96 2.96 2.96 2.96

CFHa 4.35 4.35 4.35 4.54

4.3 CARGO POR ENERGÍA REACTIVA (CER)

El CER es el cargo por consumo de energía reactiva que se adiciona a la facturación de las opciones

tarifarias MT2, MT3, MT4, BT2, BT3 y BT4 cuando esta excede el 30% de la energía activa total

mensual.

CER : Cargo por energía reactiva que exceda el 30% de la

energía activa total mensual (Cent. S/./KVARh)

Cargo por Energía Reactiva Actualizado

CERFACERCERa

Donde:

FACER : Factor de Actualización del CER


CER 3.260 3.260 3.260 3.260

FACER 1.1040 1.1040 1.1040 1.1040


Acondicionado


49

CERa 3.60 3.60 3.60 3.60

57. 5.COMPONENTES DE LA FACTURA Los cargos componentes de la factura dependen de la opción tarifaria. En el siguiente esquema se

muestran los cargos componentes para las opciones tarifarias MT2 y BT2.

6. CÁLCULO DE CARGOS POR OPCIÓN TARIFARIA

El ejemplo muestra la manera de calcular los cargos máximos para las opciones tarifarias MT2, MT3,

MT4, BT2, BT3, BT4, BT5 y BT6 del sistema eléctrico Lima Sur (Sector Típico 1). Los cargos

componentes de cada opción tarifaria y sus fórmulas de cálculo se encuentran establecidos en la

Resolución N° 023-97 P/CTE.

58. 6.1 PRECIOS EN BARRA EQUIVALENTE MT

En el siguiente cuadro se muestran los precios en barra equivalente de media tensión de los principales

sistemas eléctricos del país. Los precios corresponden a los vigentes para el mes de julio de 1998.

SISTEMA SECTOR

TÍPICO

Potencia

S/./KW-mes

Energía HP

Cent.S/./KW.h

Energía HFP

Cent.S/./KW.h

AREQUIPA 2 26.38 9.27 8.17

CHICLAYO-ILLIMO 2 21.76 11.32 5.48

CUSCO 2 23.30 9.98 7.94

HUANCAYO 2 23.67 11.84 5.74

ICA 2 23.52 12.61 6.35

IQUITOS 2 27.31 15.05 15.05

LIMA NORTE 1 23.17 12.49 6.05

LIMA SUR 1 23.26 12.51 6.06

PIURA 2 21.44 11.26 5.45

PUCALLPA 2 27.31 14.65 14.65

TACNA 2 24.39 10.50 9.69

TRUJILLO 2 22.50 11.57 5.60

Para el sistema eléctrico Lima Sur se tiene los siguientes precios en barra equivalente de media tensión:

PP = 23.26 S/./KW-mes PEPP = 12.51 Cent. S/./KW.h PEFP = 6.06 Cent. S/./KW.h

F A C T U R A

Cargo por Potencia Contratada

o Máxima Demanda Leída

• Horas Punta

• Exceso de Potencia

Cargo por Energía Reactiva

Cargo por Energía Activa

• Horas Punta

• Horas Fuera de Punta

Cargo Fijo


Acondicionado


50

59. 6.2 OPCIÓN TARIFARIA MT2 (2E2P)

Cargo fijo mensual (S/./Cliente)

CFH = 4.35

Cargo por energía activa en horas de punta (Cent.S/./KW.h)

PEMTPEPP = 1.023712.51 = 12.80

Cargo por energía activa en horas fuera de punta (Cent.S/./KW.h)

PEMTPEFP = 1.02376.06 = 6.21

Cargo por potencia contratada o máxima demanda leída en horas de punta (S/./KW-mes)

(PPMTPP+VMTPP)FCPPMT = (1.032023.26+8.198)0.899 = 28.95

Cargo por exceso de la potencia contratada o máxima demanda leída en horas fuera de punta

(S/./KW-mes)

VMTFPFCFPMT = 8.6300.905 = 7.81

Cargo por energía reactiva que exceda el 30% del total de la energía activa (Cent.S/./Kvarh)

CER = 3.60


Cargo fijo mensual (S/./cliente)

CFS = 2.96


PEMTPEPP = 1.023712.51 = 12.80


PEMTPEFP = 1.02376.06 = 6.21

Cargo por potencia contratada o máxima demanda leída (S/./KW-mes)

Clientes calificados como “Presente en Horas de Punta”

(PPMTPP+VMTPP)CMTPP+(1-CMTPP)VMTFPFCFPMT

= (1.032023.26+8.198)0.70+(1-0.70)8.6300.905 = 24.88

Clientes calificados como “Presente en Horas Fuera de Punta”


Acondicionado


51

(PPMTPP+VMTPP)CMTFP+(1-CMTFP)VMTFPFCFPMT

= (1.032023.26+8.198)0.49+(1-0.49)8.6300.905 = 19.76


CER = 3.60



CFS = 2.96

Cargo por energía activa (Cent.S/./KW.h)

PEMTPE = 1.02377.65 = 7.83

Ep = 0.246 (Lima Sur)

PE = EpPEPP + (1-Ep)PEFP = 0.24612.51 + (1-0.246)6.06 = 7.65



(PPMTPP+VMTPP)CMTPP+(1-CMTPP)VMTFPFCFPMT

= (1.032023.26+8.198)0.70+(1-0.70)8.6300.905 = 24.88


(PPMTPP+VMTPP)CMTFP+(1-CMTFP)VMTFPFCFPMT

= (1.032023.26+8.198)0.49+(1-0.49)8.6300.905 = 19.76


CER = 3.60

62. 7. DETERMINACION DE LOS PRECIOS DE LOS CARGOS DE LAS

OPCIONES TARIFARIAS EN BAJA TENSIÓN

63.

64. 7.1 OPCIÓN TARIFARIA BT2 (2E2P)

Cargo fijo mensual (S/./Cliente)

CFH = 4.35



Acondicionado


52

PEMTPEBTPEPP = 1.02371.155912.51 = 14.80


PEMTPEBTPEFP = 1.02371.15596.06 = 7.18

Cargo por potencia contratada o máxima demanda leída en horas de punta (S/./KW-mes)

(PPMTPPBTPP+VMTPPPPBT+VBTPP)FCPPBT

= (1.03201.185023.26+8.1981.1850+27.793)0.876 = 57.77

Cargo por exceso de la potencia contratada o máxima demanda leída en horas fuera de punta

(S/./KW-mes)

VBTFPFCFPBT = 30.5420.832 = 25.41


CER = 3.60



CFS = 2.96


PEMTPEBTPEPP = 1.02371.155912.51 = 14.80


PEMTPEBTPEFP = 1.02371.15596.06 = 7.18



(PPMTPPBTPP+VMTPPPPBT+VBTPP)CBTPP+(1-CBTPP)VBTFPFCFPBT=

(1.03201.185023.26+8.1981.1850+27.793)0.61+(1-0.61)30.5420.832 = 50.14


(PPMTPPBTPP+VMTPPPPBT+VBTPP)CBTFP+(1-CBTFP)VBTFPFCFPBT = (1.03201.185023.26+8.1981.1850+27.793)0.37+(1-0.37)30.5420.832 = 40.41


CER = 3.60

66.



CFS = 2.96


Acondicionado


53


PEMTPEBTPE = 1.02371.15597.65 = 9.05


PE = EpPEPP + (1-Ep)PEFP = 0.24612.51 + (1-0.246)6.06 = 7.65



(PPMTPPBTPP+VMTPPPPBT+VBTPP)CBTPP+(1-BTPP)VBTFPFCFPBT = (1.03201.185023.26+8.1981.1850+27.793)0.61+(1-0.61)30.5420.832 = 50.14


(PPMTPPBTPP+VMTPPPPBT+VBTPP)CBTFP+(1CBTFP)VBTFPFCFPBT=

(1.03201.185023.26+8.1981.1850+27.793)0.37+(1-0.37)30.5420.832 = 40.41

Alumbrado Público

(PPMTPPBTPP+VMTPPPPBT+VBTPP)CBTPP+(1CBTPP)VBTFPFCFPBT=

(1.03201.185023.26+8.1981.1850+27.793)1+(1-1)30.5420.832 = 65.95


CER = 3.60

68. 7.4 OPCIÓN TARIFARIA BT5 (1E)


CFE = 1.80


b1+b2 = 9.05 + 16.49 = 24.96

b1 = PEMTPEBTPE = 1.02371.15597.65 = 9.05


PE = EpPEPP + (1-Ep)PEFP = 0.24612.51 + (1-0.246)6.06 = 7.65

b2 = (PPMTPPBTPP+VMTPPPPBT+VBTPP)/NHUBT100

= (1.03201.185023.26+8.198 1.1850+27.793)/400100 = 16.49

69. 7.5 OPCIÓN TARIFARIA BT6 (1P)


CFE = 1.80

Cargo por potencia activa (Cent.S/./W)

b1+b2 = 3.62 + 6.60 = 10.22


Acondicionado


54

b1 = PEMTPEBTPENHUBT/1000 = 1.02371.15597.65400/1000 = 3.62


PE = EpPEPP + (1-Ep)PEFP = 0.24612.51 + (1-0.246)6.06 = 7.65

b2 = (PPMTPPBTPP+VMTPPPPBT+VBTPP)/10

= (1.03201.185023.26+8.1981.1850+27.793)/10 = 6.59

8. PLIEGO TARIFARIO El pliego tarifario resultante del Sistema Eléctrico Lima Sur (Sector Típico 1) correspondiente al mes de

mayo de 1998 con los cargos de cada opción tarifaria en media y baja tensión sin incluir IGV, es el

siguiente:

8.1 MODELO DE PLIEGO TARIFARIO PARA MEDIA TENSIÓN

MT2 (2E2P)

Tarifa con doble medición de energía activa y contratación o medición de dos potencias

Cargo Fijo Mensual S/./cliente 4.35

Cargo por Energía Activa en Punta Cent.S/./KW.h 12.80

Cargo por Energía Activa Fuera de Punta Cent.S/./KW.h 6.21

Cargo por Potencia Contratada o Máxima Demanda en HP S/./KW-mes 28.95

Cargo por Exceso de Potencia Contratada o Máxima Demanda en HFP S/./KW-mes 7.81

Cargo por Energía Reactiva que exceda el 30% del total de la Energía

Activa

Cent.S/./KVarh 3.60

MT3 (2E1P)

Tarifa con doble medición de energía activa y contratación o medición de una potencia




Cargo por Potencia Contratada o Máxima Demanda para Clientes:

Presentes en Punta S/./KW-mes 24.88

Presentes Fuera de Punta S/./KW-mes 19.76


Activa

Cent.S/./KVarh 3.60

MT4 (1E1P)

Tarifa con simple medición de energía activa y contratación o medición de una potencia


Cargo por Energía Activa Cent.S/./KW.h 7.83





Activa

Cent.S/./KVarh 3.60

8.2 MODELO DE PLIEGO TARIFARIO PARA BAJA TENSIÓN

BT2 (2E2P)

Tarifa con doble medición de energía activa y contratación o medición de dos potencias




Cargo por Potencia Contratada o Máxima Demanda en HP S/./KW-mes 57.77

Cargo por Exceso de Potencia Contratada o Máxima Demanda en HFP S/./KW-mes 25.41

Cargo por Energía Reactiva que exceda el 30% del total de la Energía Activa Cent.S/./KVarh 3.60

BT3 (2E1P)

Tarifa con doble medición de energía activa y contratación o medición de una potencia



Acondicionado


55







BT4 (1E1P)

Tarifa con simple medición de energía activa y contratación o medición de una potencia






Alumbrado Público S/./KW-mes 65.95


BT5 (1E)

Tarifa con simple medición de energía activa



BT6 (1P)

Tarifa con simple medición de potencia


Cargo por Potencia Cent.S/./W 10.22

Nota: Para la selección de la tarifa eléctrica más óptima existe el software “Amigo Tarifario V.3” el cuál

además le permite aprender a manejar el sistema tarifario del Perú y aplicarlo a su empresa si Ud., se

encuentra en las tarifas MT2, MT3, MT4 o en las tarifas BT2,BT3, BT4. Este Software puede bajarlo

gratuitamente de la página Web del PAE:

http://wwww.rcp.net.pe/PAE/.

http://wwww.rcp.net.pe/PAE/


Acondicionado


56

CAPÍTULO IV.1:

MONITOREO Y CONTROL DE ENERGÉTICOS

1. INTRODUCCIÓN

La empresa es un sistema coordinado de medios humanos y materiales, cuyos

objetivos son producir bienes o servicios para obtener beneficios durante un período

de tiempo determinado. En cualquier tipo de empresa, hay siempre un cierto

volumen de energía que interviene en la producción de bienes y servicios.

Una categoría especial de empresas son aquellas definidas como "industrias de

energía intensiva". Sin embargo, hoy en día los mayores costos de la energía, hacen

de suma importancia para las empresas nacionales poner atención en este tema.

En tal sentido, la empresa debe organizar su "gestión energética" con una estructura

adecuada para la gestión de la misma, y utilizar técnicas de contabilidad y

administración energética, monitoreo y control de energéticos, motivación del

personal, etc.

En el presente tema se desarrollará una técnica gerencial para el control de los costos

energéticos que permite identificar potenciales de ahorro e implementar acciones

orientadas a incrementar la eficiencia global de la empresa, con relativamente bajos

costos de inversión. El monitoreo y control de energéticos debe permitir obtener las

mayores ventajas económicas, mediante dos funciones principales :

- El control "in situ" del uso de energía.

- El planeamiento del uso eficiente de la energía.


Acondicionado


57

Esquema de organización energética

2. CONTABILIDAD ENERGÉTICA

Es un inventario detallado de todas las formas de energía usadas en la empresa, y de

sus flujos en cada componente vital del sistema.

2.1. IDENTIFICACIÓN DE LOS VECTORES DE ENERGÍA

Los vectores que suministran energía a los procesos físicos son:

- electricidad

- combustibles

- calor

- agua

- aire comprimido

2.2. INVENTARIO DE LA ENERGÍA

- Datos sobre consumo por áreas o equipos

- Datos de las facturas de los suministradores de energía.

2.3. PRIMERA FASE: AUDITORÍA DE LA FACTURACIÓN

Consiste en evaluar la producción de la empresa en función de la relación

producción-consumo de energía de tal manera que el consumo de energía por

unidad de producción pueda ser una función del tiempo.

MONITOREO Y CONTROL DE ENERGÉTICOS

ORGANIZACIÓN ENERGÉTICA

DIRECTOR TÉCNICO

O GERENTE

COORDINADOR

DE ENERGÍA

CONTADOR

PERSONAL DE

OFICINA

INGENIEROS

DE PLANTA

GERENTE DE

PRODUCCIÓN


Acondicionado


58

2.4. SEGUNDA FASE: INVENTARIO DE CAMPO

Consiste en reunir información sobre el consumo de energía de cada actividad y

equipo de la empresa con la finalidad de identificar las posibilidades de ahorro de

energía.

INFORMACIÓN SOBRE:

- Tipo de equipo.

- Forma de energía.

- Clasificación.

- Programa operativo.

- Porcentaje de utilización con respecto a la carga

total programada .

- Consumo mensual en unidad standard.

3. UNA EFECTIVA GESTIÓN DE LA ENERGÍA DEPENDE DE

UNA EFICAZ RED DE INFORMACIÓN.

Para lograr una gestión efectiva de la energía se requiere organizar la información a

través de :

a. Elaborar una base de datos.

b. Contar con la siguiente información:

- Facturación de los servicios.

- Consumo de materias primas y combustibles.

- Formularios relativos al uso de la energía y a la producción de cada uno de los

sectores.

c. Evaluar el consumo de energía por unidad de producción de cada sector y de la

empresa.

d. Analizar estos datos y compararlos con valores históricos y valores proyectados.

4. CICLO DEL MONITOREO DE ENERGÉTICOS

- Medición

- Registro

- Procesamiento

- Análisis

- Reporte

- Interpretación


Acondicionado


59

- Conclusiones

- Control

5. PRINCIPALES ELEMENTOS DEL MONITOREO Y CONTROL

DE ENERGÉTICOS

- Medir y registrar los principales flujos de energía por Centro de Costos de Energía

(CCE) sobre un período específico de tiempo.

- Relacionar el consumo de energía de cada CCE con una medida de salida para

definir un estándar de consumo.

- Fijar metas (target) para reducir el consumo.

- Reportar variaciones en el consumo del CCE.

- Tomar acciones correctivas.

6. CENTRO DE COSTOS DE ENERGÍA - CCE

Es un área de la planta donde el uso de la energía es controlado.

Un CCE generalmente corresponde a un centro de control de costos existente, y

puede ser una línea de producción, una casa de calderas, o un ítem específico de la

planta.

7. MÉTODOS DE CONTROL DE DEMANDA

Los métodos usuales para el control de demanda son: manuales de monitoreo y de

control automático. A continuación estableceremos los métodos manuales más

simples que nos ayudan a controlar la demanda máxima.

A) Eliminación de cargas: sistemas de bandas transportadoras, bombas de abanico, a

veces contribuyen grandemente a crear picos de carga. Estos elementos muchas

veces trabajan ocasionalmente en tiempos críticos de mucha carga; por lo tanto

es recomendable apagarlos, siempre y cuando sea posible. La iluminación,

también puede ser reducida, ya que aunque no contribuye en alto grado, si

afecta.

B) Reprogramar las cargas: las cargas de baterías y otras operaciones similares no

rutinarias pueden ser programadas en horas que no afecte las horas pico; por

ejemplo, temprano en la mañana o tarde en la noche. Autoclaves y hornos a

veces pueden trabajar fuera de turnos de trabajo.

C) Interrumpir temporalmente las cargas: los sistema de ventilación y aire

acondicionado pueden interrumpirse usualmente por varios minutos, sin causar


Acondicionado


60

pérdidas en el confort. La calefacción, aunque no tan usada, puede ser otro

factor.

D) Programación de arranque; casi todos los motores en un proceso arrancan a un

mismo tiempo y crean un gran pico de demanda, sobre todo en motores grandes

de lento arranque. También se puede programar el ciclaje de motores o retardar

el encendido de los mismos.

El método de control de demanda automático es muy eficaz, pero muy caro. Antes de

hacer una rápida decisión, hay que plantearse las siguientes Interrogantes:

A) ¿Cuáles serán los ahorros potenciales que se lograrán con reducir la demanda?

B) ¿Cuánto de estos ahorros pueden ser logrados simplemente con la cooperación del

personal?

C) ¿No sería más conveniente un sistema de alarma para un límite de carga de

potencia?

D) ¿Se justíficaría un sistema de control automático de demanda?

Entre los varios tipos de controladores automáticos de demanda que existen, se tiene

el Controlador de demanda básica que monitorea el consumo eléctrico durante el

intervalo de tiempo establecido por la empresa eléctrica, detecta la demanda máxima

y distribuye las cargas cuando la demanda máxima ha excedido el límite

preestablecido, haciéndolo en forma instantánea. Al comienzo del próximo intervalo

de tiempo todas las cargas son reestablecidas y el ciclo comienza otra vez. Este

método requiere de mucha sincronización con el intervalo del medidor, y usualmente

resulta en ciclajes rápidos de cargas. Este método reduce los picos de demanda, pero

no ayuda grandemente en el sistema de demanda, para ello se tiene al Controlador

de Régimen Ideal de demanda.

A continuación en la figura IV.1.1 y IV.1.2, se muestran gráficas aproximadas de

operación de estos controladores.

Fig. IV.1.1 Operación del controlador básico. (instantáneo).


Acondicionado


61

Fig. IV.1.2. El controlador de régimen ideal de demanda

8. ESQUEMA TÍPICO DE MEDIDORES


Acondicionado


62

9. EJEMPLO DE MONITOREO DE ENERGÍA

M1

M5

M2CASA DE

FUERZA

TALLERES

COMEDOR

OFICINAS

PLANTA B

M3

M4

PLANTA B

Fig. IV.1.3. Esquema Típico de Medidores

Distribución de Electricidad

M Medidores existentes


Acondicionado


63

Fig. IV.1.4

Fig. IV.1.5 Ejemplo de ahorro de carga fija

10000

10500

11000

11500

12000

12500

13000

13500

14000

3300 3400 3500 3600 3700 3800 3900 4000 4100

En

erg

ía e

léctr

ica (kW

h)

Producción (tonelada)

ANÁLISIS DE REGRESIÓN LINEAL

estándar target Lineal (estándar) Lineal (target)

LÍnea

Línea

x

x

x

x

x

x

x

x

x

Línea estándar

(1994)

Línea estándar

(1995)

P

E

A

H

O

R

R

O


Acondicionado


64

3100.0

3200.0

3300.0

3400.0

3500.0

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25

kW

h/u

. p

rod

.

NÚMERO DE SEMANA

Fig. IV.1.6.EVOLUCIÓN DEL CONSUMO ESPECÍFICO DE ENERGÍA

Promedio


Acondicionado


65

CAPÍTULO IV.2:

MANTENIMIENTO EN LA GESTIÓN ENERGÉTICA

1. GENERALIDADES

La falta o mantenimiento inadecuado de las instalaciones y equipos es la causa de

graves problemas. Las razones que ocasionan este problema son:

Carencia de repuestos.

Falta de entrenamiento en el personal.

Ausencia o inadecuadas prácticas de mantenimiento.

La carencia de mantenimiento preventivo ocasionará un alto porcentaje de salidas,

baja disponibilidad de los equipos y baja capacidad de utilización lo que redundará

en una elevación del consumo específico de energía. La disponibilidad y la

capacidad de utilización determinan la productividad de las instalaciones

Es por esto muy importante poner en práctica políticas de mantenimiento en la

empresa que incluyan entrenamiento del personal, almacén de repuestos y

procedimientos y prácticas de mantenimiento adecuado.

Los métodos básicos de mantenimiento son:

Mantenimiento después que el equipos se ha dañado

Mantenimiento preventivo

Mantenimiento predictivo

2. MANTENIMIENTO DESPUÉS QUE EL EQUIPO SE HA DAÑADO

Este mantenimiento es de práctica frecuente pero no es recomendable debido a las

siguientes razones:

El equipo se va deteriorando gradualmente disminuyendo su rendimiento hasta

que sale de funcionamiento.

La salida del equipo ocasionará grandes períodos de cese de actividades en la

producción debido a trabajos de reparación.

3. MANTENIMIENTO PREVENTIVO


Acondicionado


66

Es aquél mantenimiento rutinario que se lleva a cabo en un tiempo determinado de

acuerdo con un cronograma de actividades. Este método asegura una óptima

confiabilidad de la planta y una disminución de los riesgos de salida de la misma.

Además, ayudará a mantener la alta productividad de la planta.

4. PLAN DE MANTENIMIENTO Y REVISIONES

REVISIONES

1 2 3 ACTIVIDAD PARTE

o o o Revisar el cimiento por grietas o desniveles, alinear Cimiento rotor

eje y controlar torsión de eje. Comparar con datos cojinete

de revisiones anteriores

o o o Controlar entrehierro y juego axial. Comparar con Cimiento rotor

datos de revisiones anteriores.

o o Controlar distancias entre partes giratorias y partes Cojinete

fijas.

o o o Revisar todos los fijamentos y pernos, reapretarlos. Filamentos

o o Revisar contrapesos de balanceo. Fijar pemos o Balanceo

cambiarlos .

o o o Revisar fijamientos y reapretar pernos de los Acoplamiento

acoplamientos.

o o Revisar pernos. Fijar paquete de láminas del estator Estator

o Controlar pernos. Fijara polos. Estator

o o o Revisar cojinetes y su lubricación. Cojinete

o o o Revisar Estado de entrada de ventilación y estado Ventilación

del filtro de aire.

o o o Revisar contrapesos de balanceo. Fijar pernos o Estator

cambiarlos.

o o o Limpiar las bobinas y canales de ventilación. Estator

o o o Limpiar las bobinas anillos deslizantes o colector Rotor

o o o Revisar contactos de alimentación. Caja de

conexiones

o Controlar aislamientos y medir resistencias con el Rotor

Megger. Caja de

conexiones

o o o Revisar y limpiar protecciones y arrancador del motor. Interruptor

Arrancador

PLAN DE MANTENIMIENTO Y REVISIONES

Fuente: Manual de URE -PESENCA

5. MANTENIMIENTO PREDICTIVO


Acondicionado


67

Se basa en un monitoreo periódico en la planta. Los parámetros que normalmente se

monitorean son:

- vibración

- corrosión

- contaminación del aceite lubricante.

Estos métodos dejan extender intervalos entre el mantenimiento y las actividades,

aunque el mantenimiento puede ser llevado a cabo, si hay daño. Debido a la

minimización de las interrupciones de operación el método predictivo en condiciones

de mantenimiento es un método muy económico.

Sin embargo, se requieren unas condiciones de monitoreo periódicas y un amplio

conocimiento del equipo así como también la suficiente experiencia en lo que a

interpretación de la información se refiere la cual es obtenida con las medidas.

Al llevar a cabo cualquier programa de administración energética se debe prestar

mucha atención a los aspectos operacionales y de mantenimiento. En la Figura

IV.2.1. se muestra la influencia de un programa de administración energética en el


Un buen mantenimiento mantendrá el consumo de energía dentro de un límite

razonable, hasta que termine la vida útil de la planta. Un reemplazo a tiempo por una

nueva, más eficiente en el diseño energético disminuirá el consumo de energía en su

nivel original. En la Figura IV.2.2 se muestra la relación entre el consumo específico

de energía en la planta y la vida útil de la misma.

6. PROGRAMA DE ADMINISTRACIÓN ENERGÉTICA VS.

CONSUMO DE ENERGÍA

Situación Inicial

Optimización

del proceso

Mantenimiento

mejorado

Reducción en

pérdidas de

energía

Ahorro total

de energía

Consumo

de

energía

Programa de administración energética


Acondicionado


68

Fig. IV.2.1

7. EFECTO DEL MANTENIMIENTO SOBRE EL CONSUMO DE

ENERGÍA

Fig. IV.2.2.

Ahorro de

energíaDiseño viejo

Diseño nuevo

Vida económica Edad de la instalación

Mantenimiento pobre

Buen mantenimiento

Reemplazo de

la instalación

Consumo especifico

de energía


Acondicionado


69

CASO V.1: RESULTADOS DEL PROGRAMA DE EFICIENCIA ENERGÉTICA EN SAN MIGUEL INDUSTRIAL

70. ARTICULO DEL ING. RUBÉN DARÍO TORRES8 PUBLICADO EN LA REVISTA REVISTA

EFICIENCIA ENERGÉTICA Y ENERGÍAS RENOVABLES/PAE-CDG

RESUMEN

El éxito en la búsqueda de eficiencia energética en empresas industriales se inicia con la toma de

conciencia de los ejecutivos de la gerencia en una empresa. En San Miguel Industrial (SMI) ha logrado

obtener ahorros energéticos significativos desde 1991 gracias al compromiso asumido desde sus gerentes

hasta los operarios de la planta. Esto ha permitido conseguir ahorros de aproximadamente US$ 92000

por año.

1. ANTECEDENTES

San Miguel Industrial, es el resultado de la fusión de la Fábrica de Hilados y Tejidos San Miguel y Rayón

Industrial, pertenece a la rama de la industria manufacturera Química y Textil y se encuentra ubicada en

Lima. Su producción comprende las siguientes líneas: Textil (Barrington, Fifty y Fifty, Cardif, Prolen),

Fibra Poliester (chip textil, fibra cortada, filamento texturizado), Químicos (sulfato de aluminio, azufres,

ácido sulfónico) y Plásticos (resina Pet, preformas para botellas descartables, soplado de botellas).

La preocupación de la empresa en mejorar la eficiencia se viene dando desde 1991. Para reducir costos

energéticos en el área de producción se procedió a implementar diferentes medidas principalmente en el

área eléctrica.

2. MEDIDAS IMPLEMENTADAS

A consecuencia de los continuos racionamientos de energía eléctrica9 a inicios de la década de los

noventa, muchas empresas nacionales contaban con grupos electrógenos. En el caso de SMI, operar este

tipo de grupos le resultaba muy costoso y por lo tanto se decidió reducir el uso de grupos electrógenos y

conectarse a la red de distribución eléctrica de EDELNOR. Para trasladar10

las cargas (los talleres de la

fábrica, planta de filamento, sección de energía, plantas químicas, edificio administrativo, cómputo,

central telefónica, y casas de técnicos) a la red de EDELNOR, se requirió el montaje de una sub estación

de 10 kV así como la instalación de ductos de baja tensión, modificación del recorrido del cableado,

además de la fabricación de paneles de fuerza para centralizar la alimentación a diversas áreas que antes

eran alimentadas por barras diferentes. Con esta medida se logró un ahorro de US$ 62,752 en 1995.

Como resultado de la evaluación del consumo en horas punta (HP) de las cargas que anteriormente eran

alimentadas por grupos electrógenos a diesel, se suscribe con Edelnor un nuevo contrato con la

consideración que los consumos de los domingos y feriados fueran considerados como Horas Fuera de

8 Ingeniero Electrónico, especialista en control automático, actualmente Jefe de Mantenimiento Eléctrico de San Miguel Industrial. E-mail: [email protected] 9 El racionamiento de energía eléctrica se daba principalmente por escasez de lluvias en la sierra del país así como por la destrucción

de redes eléctricas por la actividad subversiva. 10

La carga crítica sólo era la Planta de Filamento, ante oscilaciones de la energía eléctrica ésta ocasionaba paradas en la Planta,

volver a arrancar traía muchas pérdidas de materia prima y mano de obra. Entonces, se generaba electricidad con grupos

electrógenos a combustible Diesel. Sin embargo con el tiempo se colgaron otras cargas a este circuito: edificio administrativo,

cómputo, etc. Estas cargas no críticas fueron trasladadas a EDELNOR. Posteriormente compramos un UPS de 600 KVA para la Planta de Filamento y se dejó de generar electricidad con grupos Diesel.


Acondicionado


70

Punta (HFP) con lo cual se evitó penalizaciones y conllevó a importantes ahorros equivalentes a US$

21,300/año.

Nuestra empresa consideró que otros ahorros también podían lograrse con muy baja inversión y con una

adecuada administración y gestión energética. Las principales medidas que se tomaron fueron:

Se sacaron de servicio tres transformadores de 10 kV por bajo factor de uso. Esto permitió reducir

pérdidas de energía en el fierro y el cobre obteniéndose un ahorro de 39,916 kWh/año lo cual

significa un ahorro monetario de US$ 3,972 anuales.

Se cambió del sistema convencional de control (controlador off – on de contactor) del horno

Lindberg a otro de tipo electrónico (basado en tiristores), con lo cual se tuvo un mayor control de la

temperatura del horno. El ahorro obtenido fue del orden del 40%, es decir 42,900 kWh/año y en

términos monetarios representó un ahorro de US$ 3,600 al año.

Se automatizó el encendido y apagado del alumbrado exterior de la fábrica, esta medida implicó la

instalación de células fotoeléctricas Tork con lo cual se ahorró 2,190 kWh/año, equivalente a US$

309 año.

Se instalaron medidores de consumo de energía en diferentes áreas de la empresa y se aplicó el

método de centros de costo (costos ABC) para determinar las de mayor consumo. Se encontró que

los costos de energía para la generación de vapor representan casi la mitad de los costos de

facturación eléctrica, le siguen en importancia el consumo de energía para la producción de aire

comprimido y agua blanda. La medición de los consumos energéticos, no tiene preponderancia si se

les toma parcialmente y no se compara con la producción realizada, es así que consideramos

necesario monitorear el consumo específico por producto y el consumo energético por unidad de

producción, para estar dentro de los valores considerados estándares, lo cual nos facilita la

identificación de puntos de ahorro. Actualmente, nos hemos propuesto realizar un primer ensayo en

la línea de Químicos. La producción diaria se ingresa al sistema informático de red, a su vez

ingresamos la energía consumida diariamente: vapor, aire, electricidad, agua, y nitrógeno. Con esto

se está realizando las primeras pruebas de valores de eficiencia diaria, lo que nos permitirá controlar

más en detalle los consumos específicos de ésta línea.

Como se buscaba asegurar la eficiencia a través del tiempo y para ello era fundamental la

concientización y compromiso de nuestro personal operativo, se formó un Comité de Energía, el cual

fue instalado el 19 de Mayo de 1994 con la presencia de los ejecutivos de SMI y con el deseo de

realizar una activa participación en el uso eficiente de la energía. Actualmente son 14 miembros que

representan a las diferentes secciones y en sus reuniones mensuales planifican e informan sus

actividades. Este Comité depende directamente de la Gerencia y puede pedir todo tipo de datos a

otros departamentos sin restricciones. Sus labores no son exclusivas, esto quiere decir que sus

integrantes realizan su trabajo normal en cada sección: operadores, mecánicos, electricista, etc., y

organizadamente realizan su labor de auditores energéticos así como con la programación de trabajos

para disminuir las pérdidas.

Se realiza una campaña de concientización del personal a través de un boletín cuyo nombre es

“Ahorremos”, que es elaborado por el propio personal de SMI.

g. 3. MEDIDAS EN PROCESO DE IMPLEMENTACIÓN

El actual entorno económico nacional e internacional, nos viene obligando a ser cada vez más

competitivos, por lo que continuamos buscando alternativas de ahorro para ser más eficientes. Hemos

detectado algunas fuentes potenciales de ahorro que se están implementando en la actualidad:

Recuperación de los condensados de la secadora de Poliéster, la cual será bombeada a la caldera

principal de generación principal de vapor. Ahorro proyectado: US$/año 17,400.


Acondicionado


71

Codificación y control integral del funcionamiento de las trampas de vapor de las diversas secciones.

Ahorro proyectado: US$ 19,000/año

Independización del alumbrado de las diversas secciones de la planta (tejidos, poliéster, etc.) y

control automático del alumbrado con sensores ultrasónicos e infrarrojos para el área de talleres y

administración. Ahorro proyectado: US$ 3,900/año.

Control automático de arranque y apagado de compresores de aire de 200 HP en función a la

demanda del flujo de aire. Ahorro proyectado: US$ 11,100/año.

Aumento de la temperatura del agua de alimentación al desaireador de la caldera aprovechando el

calor de las purgas continuas y los vapores flash de la línea principal de retorno de condensado.

Campaña de seguimiento del consumo de electricidad en iluminación, ventilación y apagado

automático de los monitores de las computadoras en el edificio administrativo e información

permanente de la curva de consumo.

Los proyectos que se vienen implementando en SMI significan una inversión aproximada de US$10,000

y los tiempos de retorno de la inversión varían entre 4 y 13 meses de acuerdo a cada proyecto.

Este proceso de búsqueda de eficiencia energética en nuestra empresa, no hubiera sido posible llevar a

cabo sin el compromiso de los más altos ejecutivos de SMI, aspecto clave para el desarrollo de esta

gestión.


Acondicionado


72

CASO V.2

RESULTADOS DE LAS MEDIDAS DE AHORRO DE

ENERGÍA EJECUTADAS EN UNA EMPRESA PAPELERA

DEL PERÚ

Por: Ing. Víctor Manríquez Rosales11

Resumen

El monitoreo de los consumos de energía de los diferentes sectores de una empresa es una pieza clave

para dar inicio a acciones de ahorro de energía. Esta empresa papelera ha obtenido significativos

ahorros en la facturación de gastos de energía por la prevención de las paradas de planta y monitoreo de

la demanda de potencia eléctrica contratada por un lado y de la mejora de la eficiencia de su caldero por

otro. Los cuales han representado, desde noviembre de 1998 a octubre de 1999, un ahorro de US$ 36

223, proyectándose para los próximos años un ahorro promedio de US$ 56 725 .

Summary

The monitoring of energy consumption in different sectors of a company is a key

element to start energy saving actions. This company has obtained significant

savings in energy billings due to plant shut-off prevention and monitoring of

contracted electric power demand, on one side and to the improvement of their boiler

energy efficiency on the other. From November 1998 to October 1999, the foregoing

account for savings of US$ 36 223, and an average annual saving of US$ 56 725 is

projected for the forthcoming years.

I. INTRODUCCIÓN

La empresa pertenece al rubro manufacturero dedicada a la producción de papel de calidad tissué en

presentaciones de papel higiénico, toalla, servilleta y pañuelos.

Esta empresa es cliente libre de Luz del Sur, con una potencia contratada de 1,7 MW en 10 kV, tarifa

MT1. Aparte de energía eléctrica es consumidor de Petróleo Industrial N° 5 (26 000 galones promedio

mensual) y kerosene (25 000 galones promedio mensual). Para reducir el consumo de energéticos, el área

de Mantenimiento Fabricación ha implementado medidas de control y ahorro de energía eléctrica y

térmica, las cuales serán presentadas sucintamente en este artículo.

11

Ing. Mecánico - Pontificia Universidad Católica del Perú. Maestría en “Técnicas de Energías Renovables en la Ingeniería, Arquitectura y Agricultura”, Universidad Internacional de Andalucía, España 1996. Expositor en el XIII Congreso Nacional de Ingeniería Mecánica Eléctrica y Ramas Afines (CONIMERA) en el área temática de energía y medio ambiente. Ha laborado en el área de mantenimiento desde 1987: Productos Favel, Petroperú - Operaciones Selva y Arcillas Activadas Andinas. Participante del Segundo Curso Uso Racional Energía en la Industria, organizado por el PAE y la CDG, diciembre de 1998. Actualmente es Jefe de Mantenimiento Fabricación de esta empresa papelera. E-mail: [email protected]


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73

II. MEDIDAS DE AHORRO IMPLEMENTADAS EN EL ÁREA

ELÉCTRICA

Los ahorros económicos en costos de energía eléctrica se lograron principalmente con el monitoreo de la

demanda de potencia.

a. Gestiones para la reducción de potencia eléctrica contratada

En noviembre de 1998, en coordinación con Luz del Sur, se puso en operación el software de monitoreo

de energía eléctrica SANGAMO12

. Se instaló este software a una PC del área de mantenimiento que está

conectado al medidor de la empresa distribuidora. Hasta esa fecha, la potencia contratada era de 1 750

kW, con la ayuda de SANGAMO se obtuvo la curva de demanda de potencia, con la cual se determinó

que nuestra máxima demanda estaba en el orden de 1 650 kW (ver Gráfico Nº V.3.1). Sobre la base de

esta información, se hizo las gestiones correspondientes con la empresa eléctrica para reducir la potencia

contratada a 1 700 kW, obteniéndose un ahorro anual de S/. 26 640, el cual se obtuvo sin inversión.

Gráfico Nº V.3.1

Potencia Noviembre 98

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

kW

Máx 1638

Cuadro Nº 01

Costo del kW S/. 44.4

Reducción de potencia contratada 50.0 kW

Ahorro mensual por reducción de potencia S/. 2 220.00

Ahorro anual por reducción de potencia S/. 26 640.00

b. Prevención de parada en la planta papelera para disminuir temporalmente la

potencia contratada

En julio de 1999, previéndose una parada de la planta papelera del 30.06.99 al 24.07.99, teniendo como

referencia los gráficos de máxima demanda de los meses anteriores, se conocía que la demanda del resto

de la planta era de alrededor de 300 kW. Se realizó las gestiones ante Luz del Sur para una reducción del

cargo por potencia contratada13

a 500 kW, con lo cual se tuvo un ahorro de S/ 25,090, el cual también se

obtuvo sin inversión. El ahorro del costo de potencia se demuestra en el siguiente cuadro:

12 Este software registra los valores de potencia activa, potencia aparente, potencia reactiva y factor de potencia cada 15 minutos.

Los datos pueden ser descargados a un archivo de texto para su uso posterior en hoja de cálculo o también se puede realizar la conexión en línea para ver valores instantáneos.

13 La empresa eléctrica, consideró el traslado de la potencia contratada en Horas Punta (HP) a Fuera de Punta (FP) además de un

ajuste de los costos de potencia por disminución temporal de la misma como se muestra en el Cuadro Nº 02.


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Cuadro Nº V.3.2

Costo de kW en HP S/. 50.41

Costo de kW en FP S/. 12.59

Potencia contratada en HP 1,700.00 kW

Potencia contratada en FP 44.00 kW

(1) Cargo Total por potencia contratada S/. 86,250.96

Costo de kW por parada de planta en HP S/. 75.50

Costo de kW por parada de planta en FP S/. 18.88

Potencia contratada en parada de planta en HP 500.00 kW

Potencia contratada en parada de planta en FP 1,240.00 kW

(2) Cargo Total por potencia en parada de planta S/. 61,161.20

(1) – (2) Ahorro S/. 25,089.76

c. Instalación de un “Sunday Drive” en el cilindro secador

En diciembre de 1998 se realizó la instalación de un reductor de stand by, conocido como “Sunday

Drive14

”, para el reductor del cilindro secador de la máquina papelera, que se activaría entre los ciclos de

producción por un periodo de cuatro días promedio por mes.

El procedimiento que normalmente utilizábamos, entre los ciclos de producción para mantener a una

velocidad constante y mínima el giro del cilindro secador, era tener a bajas revoluciones por minuto (rpm)

el giro del reductor del cilindro el cual se lograba con el motor principal de corriente continua

funcionando. Esto a su vez implicaba que otros equipos como los ventiladores, el lubricador y la bomba

de agua continuaran funcionando. La potencia de estos equipos, como se muestra en el siguiente cuadro

era de 25.43 kW lo cual representaba un consumo promedio de energía de 2,441 kWh/mes entre los ciclos

de producción.

Cuadro Nº V.3.3

TIPO DE EQUIPO POTENCIA

Motor YANKEE 0.88 kW

Ventilador VE – 006 8.85 kW

Ventilador VE – 007 0.89 kW

Lubricador 1.92 kW

Bomba BB – 018 12.89 kW

TOTAL 25.43 kW

Con el Sunday Drive instalado, cuya potencia es de 0,75 kW, se eliminó la potencia de los otros equipos

(25,43 kW) con lo cual se obtuvo un ahorro de 24,68 kW en potencia. En diciembre de 1998 se tuvo 12

días de parada de la planta papelera pero con el giro del reductor del cilindro a bajas rpm, gracias a esto se

obtuvo un ahorro de energía de 7 108 kWh y de S/. 560 en la facturación15

. (ver Cuadro Nº V.34)

Cuadro Nº V.3.4

Período entre ciclo de producción Ahorro de Energía Ahorro en Soles

Horas Punta 5 h por 12 días 1 481 kWh S/. 179

Horas Fuera de Punta 19 h por 12 días 5 627 kWh S/. 381

Total 7 108 kWh S/. 560

14 El Sunday Drive es un pequeño motorreductor que se acopla mediante una transmisión por fajas al eje de entrada del reductor.

15 Costo de energía en HP era de 0.1211 S/. por kWh, en FP era de 0.0677 S/. por kWh


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75

Para los meses siguientes, considerando 4 días promedio de parada de la planta

papelera entre ciclos de producción por mes, tarifas vigentes de enero de 1999 y

considerando la inversión inicial de S/. 762, se obtiene su recuperación en menos de

tres meses. (Ver Cuadro Nº V.3.5)

Cuadro Nº V.3.5

Ahorro en diciembre de 1998 S/. 560.27

Ahorro mensual a partir de enero de 1999 S/. 179.08

Ahorro anual S/. 2,148.96

Inversión S/. 761.50

Payback (en meses) 2.12

III. MEDIDAS DE AHORRO IMPLEMENTADAS EN EL ÁREA TÉRMICA

a. Reemplazo de trampas de vapor defectuosas

Con el apoyo del personal de la compañía WDM Andina se realizó en enero de 1999, una evaluación de

trampas de vapor, detectándose que dos trampas de vapor termodinámicas estaban operando

defectuosamente, una de ella en condición crítica y la otra en condición irregular. Las pérdidas de vapor

estimadas eran del orden de 23 kg/h.

Cuadro Nº V.3.6

Pérdida de trampa condición critica 15 kg/h

Pérdida de trampa condición irregular 8 kg/h

Total 23 kg/h

Los gastos necesarios para el reemplazo de las dos trampas de vapor fueron de US$ 374. Considerando,

7,200 horas anuales de operación de la planta y de US$ 2216

el costo de la tonelada métrica de vapor

generada con Petróleo Industrial N° 5, se tiene que el vapor recuperado anual es de 165,600 kg, que

representa un ahorro anual de U$ 3,643.20. Con lo cual el payback es de 37 días.

b. Ajuste de combustión de caldera

Esta empresa, cuenta con una caldera pirotubular de 3 pasos, de 280 BHP, el consumo mensual de

Petróleo Industrial N°5 es de 26,000 galones.

El mayo de 1999 se efectuaron mediciones de combustión en la caldera de nuestra planta17

, los resultados

encontrados fueron:

Cuadro Nº V.3.7

Análisis de emisiones y resultados 10-05-99

16 Según datos de CENERGIA 17 El servicio de “Análisis de gases y determinación de eficiencia” fue desarrollado por la consultora CINYDE


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Parámetro Llama

baja

Llama

media

Llama

alta

Valor

recomendado

O2 (%) 11,6 11 10,3 3,5 – 4

CO2 (%) 7,1 7,6 8,1

NOX (ppm) 107 124 119

SO2 (ppm) 196 236 239

CO (ppm) 28 27 25 Max 400

Temperatura Gases (°C) 346,5 347,5 363,9 Max 220

Indice de Bacharach 3 4 5 Max 3

Exceso de aire (%) 122 110 96 Max 20 – 25

Eficiencia Térmica Base PCS (%) 65,7 67,5 67,6 80 – 83

Con base en esta información se procedió a contratar el servicio de “Ajuste de combustión” a la

consultora CINYDE, que después del análisis de las mediciones se obtuvo los siguientes resultados:

Cuadro Nº V.3.8

Resultados del ajuste de combustión 08-09-99

Parámetro Llama

baja

Llama

media

Llama

alta

Valor

recomendado

O2 (%) 1,8 4,1 3,4 3,5 – 4

CO2 (%) 14,5 12,8 13,3

NOX (ppm) 236 236 289

SO2 (ppm) 647 536 580

CO (ppm) 60 40 60 Max 400

Temperatura Gases (°C) 285,2 273,0 230,2 Max 220




Posteriormente a solicitud de nuestra empresa se realizó una regulación posterior de la caldera, a fin de

afinar los parámetros en la llama de operación de la misma. Después del análisis de las mediciones se

obtuvo los siguientes resultados:

Cuadro Nº V.3.9

Resultados del ajuste de combustión 19-10-99

Parámetro Llama

baja

Llama

alta

Llama

operación

Valor

recomendado

O2 (%) 2 3 4 3,5 – 4

Temperatura Gases (°C) 190 260 255 Max 220





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77

Con este ajuste, y la ganancia en eficiencia de nuestro caldero, se está teniendo en promedio un ahorro del

orden de 18.1%18

en el consumo de Petróleo Industria Nº 5, que representa una reducción de S/. 154169

anuales en costos de combustible19

.

Cuadro Nº V.3.10

Ahorro de Residual Nº 6 56,472 galones/año

Valor del ahorro anual S/. 154,168.56

Inversión S/. 4,375.00

Payback 11 días

IV. Conclusiones

La inversión de recursos de una empresa en medidas de ahorro energético tiene siempre un saldo

favorable para la empresa por los ahorros económicos que estas generan y por el periodo corto de

recuperación de la inversión realizada, que en algunos casos como el monitoreo de la demanda para

gestionar la potencia contratada con el fin de disminuir la facturación por este concepto ante la empresa

eléctrica, se realiza con mínima o nula inversión, en otros como la regulación de combustión de la caldera

los retornos de inversión son casi inmediatos con una repercusión favorable para el ambiente por la

reducción en la emisión de gases de efecto invernadero.

18Ahorro (%) = 1 – (Eficiencia inicial/Eficiencia mejorada)*100; Ahorro = (1 – 66,9/81,7)*100 = 18,1 %

19 Precio Industrial Nº 5 es de 2.73 soles el galón.


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78

ANEXO:

RECOMENDACIONES GENERALES PARA

EQUIPAMIENTO ELÉCTRICO

1. SISTEMAS DE ILUMINACIÓN

- Limpia periódicamente las luminarias, porque la suciedad disminuye el nivel de

iluminación de una lámpara hasta en un 20%.

- Apaga las luces que no necesitas, como por ejemplo cuando tu personal está en

refrigerio.

- Evalúa la posibilidad de utilizar luz natural, instalando calaminas transparentes o

similares. Aprovecha este recurso, siempre que te brinde un nivel adecuado de

iluminación.

- Usa colores claros en las paredes, muros y techos, porque los colores oscuros

absorben gran cantidad de luz y obligan a utilizar más lámparas.

- Reemplaza tus fluorescentes T-12 convencionales de 40 W por fluorescentes

delgados T-8 de 36 W porque iluminan igual. Este reemplazo significa un ahorro

económico del 10% en tú facturación, ya que los T-8 consumen 4W menos,

utilizan los mismos sockets y lo más importante es que cuestan igual.

- Independiza y sectoriza los circuitos de iluminación, esto te ayudará a iluminar

sólo los lugares que necesitas.

- Instala superficies reflectoras porque direcciona e incrementa la

iluminación y posibilita la reducción de lámparas en la luminaria.

- Utiliza lámparas de vapor de sodio de alta presión en la iluminación de

exteriores.

- Selecciona las lámparas que te suministren los niveles de iluminación requeridos

en las normas de acuerdo al tipo de actividad que desarrolles.

- Utiliza balastos electrónicos, porque te permiten ahorrar energía hasta un 10% y

corrige el factor de potencia, así como incrementa la vida útil de tus

fluorescentes.

- Evalúa la posibilidad de instalar sensores de presencia, timers y/o dimmers para

el control de los sistemas de iluminación de tú empresa.


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79

- Utiliza luminarias apropiadas como las pantallas difusoras con rejillas. No

utilices difusores o pantallas opacas porque generan pérdidas de luz por lo que

tendrás que utilizar más lámparas.

2. MOTORES ELÉCTRICOS

- Evita el arranque y la operación simultánea de motores, sobre todo los de

mediana y gran capacidad, para disminuir el valor máximo de la demanda.

- Evita la operación en vacío de los motores.

- Verifica periódicamente la alineación del motor con la carga impulsada. Una

alineación defectuosa puede incrementar las pérdidas por rozamiento y en caso

extremo ocasionar daños mayores en el motor y en la carga.

- Corrige la caída de tensión en los alimentadores. Una tensión reducida en los

terminales del motor, genera un incremento de la corriente, sobrecalentamiento y

disminución de su eficiencia. Las normas permiten una caída de tensión del 5%.

Para ello utiliza conductores correctamente dimensionados.

- Balancea la tensión de alimentación en los motores trifásicos de corriente

alterna. El desequilibrio entre fases no debe exceder en ningún caso del 5%, pero

mientras menor sea el desbalance, los motores operarán con mayor eficiencia.

- Manten bien ajustado y en óptimas condiciones el interruptor de arranque de los

motores monofásicos de fase partida. El mal funcionamiento de este accesorio

que se emplea para desconectar el devanado de arranque (y el condensador en

los motores de arranque por condensador) provoca un sobrecalentamiento en los

conductores ocasionando significativas pérdidas de energía y en caso extremo la

falla del motor.

- Utiliza arrancadores a tensión reducida en aquellos motores que realicen un

número elevado de arranques. Con esto evitarás un calentamiento excesivo en

los conductores y lograrás disminuir las pérdidas durante la aceleración.

- Sustituye en los motores de rotor devanado, los reguladores con resistencias para

el control de la velocidad, por reguladores electrónicos más eficientes, porque

las resistencias llegan a consumir hasta un 20% de la potencia que el motor toma

de la red.

- Instala equipos de control de la temperatura del aceite de lubricación de

cojinetes de motores de gran capacidad a fin de minimizar las pérdidas por

fricción y elevar la eficiencia.

- No se recomienda rebobinar los motores más de 2 veces, porque puede variar las

características de diseño del motor, lo cual incrementaría las pérdidas de energía.


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80

3. TRANSFORMADORES

- Preocúpate por conocer la carga asociada al transfomador para no sobrecargarlo,

y así reducir las pérdidas en el cobre.

- Evita operar transformadores a baja carga (menor al 20%), si es posible

redistribuye las cargas.

- Revisa el nivel y rigidez dieléctrica del aceite cada 6 meses, con el fin de

controlar la capacidad aislante y refrigerante del mismo.

- Realiza una limpieza periódica del transformador, es decir, superficie del tanque,

aletas disipadoras de calor, bornes, etc.

- Mide con frecuencia la temperatura superficial del transformador, ella no debe

ser superior a 55ºC, de ser así, debe revisarse el aceite dieléctrico.

4. SISTEMAS DE BOMBEO

- Revisa los filtros de la bomba. Límpialos con frecuencia para evitar que las

obstrucciones ocasionen sobrecargas que aumenten innecesariamente su


- Verifica periódicamente que no haya fugas en los empaques interiores. Estas

últimas pueden ocasionar pérdidas de energía.

- Revisa toda la instalación de la tubería para verificar que no existan fugas, en

especial en las uniones de los tramos de tubería. Los empaques viejos y gastados

y las uniones flojas pueden ocasionar fugas, las cuales darán por resultado un

mayor consumo eléctrico.

- La potencia nominal suministrada por el motor, debe ser igual a la que requiere

la bomba para trabajar a su máxima eficiencia. Si es superior está gastando

innecesariamente la energía.

- El motor debe estar perfectamente alineado con la bomba y montado sobre una

superficie que reduzca las vibraciones.

- Es importante instalar controles automáticos para arrancar y parar el motor de la

bomba. Así evitará que éste último siga consumiendo energía eléctrica cuando la

bomba haya dejado de funcionar.


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81

5. SISTEMAS DE REFRIGERACIÓN Y CLIMATIZACIÓN

- El empaque de las puertas de los equipos de refrigeración debe permitir el cierre

hermético para impedir la entrada de aire caliente al espacio refrigerado.

- Limpia con frecuencia los filtros y los condensadores de los equipos de

refrigeración.

- En los ambientes climatizados con aire acondicionado o calefacción, asegura el

control de la temperatura, regulando el termostato convenientemente.

- No exijas mucho frío al aire acondicionado al momento de ponerlo en marcha.

No refrescará el ambiente rápidamente, sólo gastará más energía.

- Considera la posibilidad de usar ventiladores eléctricos para mantener un

ambiente cómodamente fresco la mayor parte del tiempo, a una fracción del

costo operacional de un equipo de aire acondicionado que es caro.

6. INSTALACIONES ELÉCTRICAS

Los conductores sobrecargados presentan temperaturas superiores a las normales.

Esto produce pérdidas por calentamiento y el riesgo de producirse cortocircuitos o

incendio; por tal razón recomendamos:

A. Revisar la temperatura de operación de los conductores. El calentamiento puede

ser causado, entre otras cosas por el calibre inadecuado de los conductores o por

empalmes y conexiones mal efectuados.

B. La recomendación anterior se hace extensiva a los tableros de distribución, por

tanto debe evitarse sobrecargar los circuitos derivados del mismo.

C. Las conexiones flojas o inadecuadas aumentan las pérdidas de energía. Efectúa un

programa periódico de ajuste de conexiones y limpieza de contactos, borneras,

barrajes, etc.

7. COMPENSACIÓN DE ENERGÍA REACTIVA

- Los transformadores, motores y reactores consumen energía reactiva, la cual

puede compensarse mediante la instalación de bancos de condensadores (de

potencia) ó generadores síncronos para mejorar el factor de potencia.


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82

- La compensación de Energía Reactiva tiene los siguientes beneficios:

A. Elimina la facturación de energía reactiva.

B. Reduce las caídas de tensión.

C. Reduce las pérdidas por Efecto Joule.

D. Protege la vida útil de tus instalaciones.


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83

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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Mediciones y Pruebas Eléctricas y Electrónicas. Bolton. Ed. Limusa 1992

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Mecánica-Universidad Nacional de Ingeniería 1999-II.

Ahorro y conservación de la energía mediante la electrónica

Osnovy Automatica Energosistem. Principios de Automatización en sistemas de

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Iluminación Industrial. Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía

IDAE – España 1990

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1985

Energy monitoring & target setting, NIFES, Inglaterra, 1994

Principios técnicos del uso de la energía. I. Niculescu y G. Piva. CIPPT-OIT, Turín,

1984

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Investigación y Tecnología Industrial

Manual de Uso Racional de la Energía en la Industria, Fundación PESENCA,

Colombia 1994

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Zevallos, Perú 1991

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Planes Referenciales de Electricidad 1994, 1995, 1996, 1997 y 1998, Ministerio de

Energía y Minas, Perú

Anuarios Estadísticos de la Dirección General de Electricidad 1997, 1998 y 1999,

Ministerio de Energía y Minas, Perú

Anuarios Estadísticos de la Comisión de Tarifas de la Energía 1994, 1995, 1996 y

1998, Perú


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84

Reportes de Operación de los Comités de Operación Económica de Sistemas del

Centro Norte y Sur, Perú

Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, Lima – Perú

Resoluciones de la Comisión de Tarifas de la Energía, Perú

Publicaciones del Instituto de Ingenieros Electricistas y Electrónicos (IEEE), USA

Revistas de Eficiencia Energética y Energías Renovables, Proyecto para Ahorro de

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U.S. Energy 1995. The 9th Annual Assesment of United States Energy Policy.

USEA – 1995

El Ahorro de Energía. La Escuela de Berkeley. Mundo Cientifico Nº 112.

Publicaciones del Centro de la Conservación de la Energía y del Ambiente

(CENERGIA), Perú

Publicaciones del Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica (FIDE), México

Publicaciones de Procobre-Perú, Lima

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