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INDICE. Pág.

Introducción....................................................................... 4

Definiciones....................................................................... 6

Presentación de datos........................................................ 8

Punto de medición............................................................. 8

Periodo de medición........................................................... 8

Intervalo de medición......................................................... 8

Voltaje............................................................................... 9

Corriente.......................................................................... 11

Potencia activa (kw)......................................................... 12

Potencia aparente (KVA).................................................. 13

Potencia reactiva (KVAR)................................................. 14

Factor de potencia............................................................ 15

Armónicos de voltaje y corriente............................... ……..17

Parpadeo o Flicker............................................................ 20

Grado de carga subestación.............................................. 21

Analisis de polarización a tierra......................................... 23

Conclusiones.................................................................... 25

Recomendaciones............................................................ 28

Anexos............................................................................. 29





INTRODUCCION.

E presente estudio se ha realizado con el propósito de evaluar la calidad de energía el cual está siendo demandada por la empresa Lácteos San Juan, planta ubicada en el municipio de Guazapa, San Salvador, El Salvador.
En la cual se analizan diferentes parámetros de la energía eléctrica con el fin de diagnosticar el comportamiento de la red que ha sido observada con anomalías perceptibles, como quema de motores y equipo electrónico, se analizara parámetros importantes como:
El porcentaje de carga y máximas demandas registradas en la subestación, formado por un banco de dos transformadores de (25+50)kva, en conexión Delta aterrizada (secundario) 
Tomando en cuenta que la potencia en este tipo de conexiones es al 86 % de la suma de los transformadores conectados.
En cuanto a calidad se conocerá la presencia (en porcentaje y magnitud) de distorsión armónica total de corriente y voltaje (%THDi, %THDv).
En cuanto al sistema de potencia eléctrica se conocerá las máximas demandas, las horas del día en las que se presentan.

Las mediciones de este parámetro eléctrico han sido tomadas mediante un equipo AEMC 1250 y transformadores de corriente con relación de 1000:5. El aparato tiene la capacidad para medir y grabar los siguientes parámetros en baja tensión (V< 600):

Ø Voltajes ac.

Ø Amperajes ac.

Ø Armónicos.

Ø Otros.
El punto de medición fue en la entrada del tablero principal y transferencia con voltaje nominal 120/208/240 VAC.
El periodo de medición fueron 7 días calendario, periodo en el que se registró todo el comportamiento de las variables eléctricas más importantes.
Las mediciones de distorsión armónica (tensión y corriente) individual y la distorsión armónica en porcentaje total %THD (tensión y corriente) han sido realizadas en intervalos de quince (5) minutos de acuerdo a las normas IEC 1000-4-7.

Los niveles de armónico tanto individuales como porcentajes totales (tensión y corrientes) se comparará con los límites de distorsión armónica permisibles por la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET), específicamente en el acuerdo 20-E-2002.

Además, se ha considerado tomar en cuenta las variaciones existentes en el voltaje de suministro para determinar si se encuentran dentro de valores permisibles establecidas para este nivel de tensión según tabla ANSI C84-1-1995.

Conexión de subestación Delta abierta 1 Transformador de 50 KVA y el segundo de 25 KVA.

DEFINICIONES.

A continuación, detallamos definiciones de los parámetros técnicos más usados en este estudio.

 Tensión Nominal: Es el valor Eficaz de la tensión eléctrica, en sus diferentes niveles de tensión establecidos por la norma ANSI C84.1, que sirve como base para calcular las desviaciones de los parámetros eléctricos que se controlarán para medir la calidad de servicio eléctrico de distribución, que prestan los distribuidores.

 Carga Instalada: Expresada en KW. Representa todos los elementos eléctricos que en un momento determinado pueden ser conectados en los ramales de distribución de energía tanto en la planta de producción como en oficinas.

Potencia Aparente: Se expresa en (KVA), está formada por la suma vectorial de la potencia activa (KW) y por la potencia reactiva (KVAR).

Potencia Activa: Se expresa en KW y representa la energía eléctrica que es transformada por un equipo en otra forma de energía, tal como mecánica, lumínica, térmica, etc.
 Potencia Reactiva: Expresada en KVAR, representa la energía eléctrica utilizada por la mayoría de los dispositivos para formar campos electromagnéticos, esta energía no se transforma en trabajo útil.

Factor de Potencia: Numero adimensional que expresa la razón entre la potencia activa y la aparente ó el coseno del ángulo entre la potencia activa y la potencia aparente; su valor ideal es 1.0.

  Demanda Máxima: Expresada en KW, representa el mayor valor promedio alcanzado por la potencia real (en toma de datos cada 15 minutos) registrado en todo el periodo de medición.v Distorsión Armónica: Es una deformación en la onda senoidal de corriente o de voltaje de frecuencia nominal, ocasionada por la presencia de señales eléctricas senoidales de frecuencias diferentes y múltiples de dicha frecuencia nominal (60Hz).

 Fliker: Es una variación rápida y cíclica de la tensión, que causa una fluctuación correspondiente en la luminosidad de las lámparas a una frecuencia detectable por el ojo humano.

Frecuencia Nominal: Es la frecuencia nominal del sistema eléctrico nacional con un valor de sesenta hertzios (60Hz).


PRESENTACION DE LOS DATOS DE MEDICION.

(Voltaje, corriente, potencias, factor de potencia, armónicos de V y I, Flicker).
Punto de Medición: Interruptor principal baja tensión 120/240 VAC delta abierta.

 Periodo de medición: cumpliendo con la normativa de la SIGET que estipula que estipula que el periodo de control, el lapso mínimo para la medición de los parámetros de la calidad del producto será de siete días calendario (7), denominado periodo de medición.
Intervalo de medición:
Dentro del periodo de medición de los parámetros de regulación de tensión y desbalance de tensión se realizó en intervalos de medición de cinco minutos.
 Voltajes.
Los niveles de voltaje nominal del sistema eléctrico son 120/208/240 VAC Delta Abierta.
A continuación se presentan las variaciones (máximas y mínimas) alcanzados por este parámetro.
El perfil de voltaje registrado se presenta en la siguiente gráfica:


Volt fase-fase

Min

Max

Prom

Va-b rms

235.8 V

246.2 V

241.5 V


Vb-c rms

228.3 V

243.6 V

236.0 V


Vc-a rms

229.7 V

241.3 V

235.5 V

Voltaje de fase a neutro.( V1-N,V2-N,V3-3).

A continuación, se muestran los límites permisibles de tensión establecidos por SIGET

Se observó que el nivel de tensión (voltaje) se mantuvo dentro de los límites establecidos por el ente regulador nacional.

Aclaracion.

Se determina que hay incumplimiento en los niveles de voltaje cuando se transgreden los límites especificados en la tabla 1 en un período de tiempo mayor que el correspondiente a 5% de los registros de una medición de al menos 7 días.


2. Corriente

El perfil de corrientes registrado se presenta en la siguiente gráfica

I fase-fase

Min

Max

Prom


Ia rms

17.0

129.9

47.22


Ib rms

34.90

136.7

67.80


Ic rms

17.20

69.90

23.55


In rms

11.60

29.90

17.91
Se observa un desbalance bastante considerable entre las fase “A” y “B” con la fase “C” y corriente en el neutro lo cual es anormal.

3. Potencia Activa (Kw)

El perfil de Potencia Activa (kW) se presenta en la siguiente gráfica

Pot. Real (kw)

Min

Max

Prom


Pa

0.1497

15.41

5.492


Pb

4.122

13.23

7.644


Pc

-0.259

13.02

2.717


Ptotal

4.934

40.28

15.85

Se registró una demanda activa máxima de 40.28 kW.

4. Potencia Aparente (KVA).

El perfil de Potencia Aparente (KVA). se presenta en la siguiente gráfica.

Pot. Aparente(KVA)

Min

Max

Prom


Pa

2.075

15.65

5.709


Pb

4.256

16.27

8.167


Pc

3.456

13.89

4.776


Ptotal

11.41

44.80

18.65

El valor máximo de demanda fue de 44.80 kVA.

8- Potencia reactiva (KVAR).

El perfil de potencia reactiva (KVAR). se presenta en la siguiente gráfica.

Pot. Reactiva(KVAR)

Min

Max

Prom


Pa

-2.844

2.768

-0.459


Pb

-1.696

9.874

2.646


Pc

-5.925

5.329

-3.261


Ptotal

-10.34

17.85

-1.075

Se observó que en instantes de mínima demanda se registraron valores negativos de potencia reactiva, lo que implica que esta fluye hacia la red la mayor cantidad de reactivos inyectados en este punto fue de 17.85 kvar.(Normal)

9- Factor de Potencia

El perfil del factor de potencia.(F.P.) se presenta en la siguiente gráfica

Factor de Potencia Pf

Min

Max

Prom


Pf a

0.058

0.997

0.9363


Pf b

0.772

0.994

0.9431


Pf c

-0.043

0.964

0.557


Pf total

0.34

0.952

0.812

Valor Mínimo para el Factor de Potencia según la SIGET. El valor mínimo admitido para el factor de potencia se discrimina de acuerdo a la potencia que demanda el usuario final, de la siguiente forma:

Con un factor de potencia (Pf) promedio total de 0.94 en la fase A y B, sin embargo en la fase C no se mantiene estable anda en un promedio de 0.557(capacitivo)

Se observo un comportamiento extraño en la fase C que genera armónicas.
Y es porque el sistema cuenta con un banco de capacitores de 12 kvar que inyecta a las 3 fases por igual esa cantidad de energía reactiva(Se midió 26 amperios por fase en los capacitores) ,sobre compensando la fase C, que es la que únicamente se está utilizando en la carga trifásica , esa sobrecompensación refleja en los gráficos , un bajo factor de potencia pero en forma capacitiva esto quiere decir que pasa de ser inductivo a capacitivo.
Este es una fuente de generación de armónicos en la fase C , que como se ha visto en las gráficas es la que presenta valores inadmisibles .

Algunos equipos no son capaces de definir si es un valor capacitivo o inductivo por lo que debe de analizarse con un criterio muy técnico.

10- Distorsion armónica.

Podemos aproximar el concepto de distorsión armónica a una “malformación” de la corriente eléctrica que llega a nuestros hogares y empresas.
Esta “malformación” está originada la mayor parte de veces por los equipos electrónicos que consumen energía eléctrica de una forma “no lineal”, es decir, de una forma no continua en el tiempo.
Esta forma de consumir electricidad, provoca que la forma de onda senoidal de la corriente eléctrica se distorsione.
Esta distorsión se puede descomponer en diferentes componentes, conocidas como armónicos. La mayor o menor presencia de armónicos se mide con una magnitud conocida como Tasa de Distorsión Armónica (THD).
Otra fuente de armónicos es la utilización de ciertos tipos de capacitores que se ha comprobado la afectación de sistemas en armónicos.
El nivel de armónicas presentes en una instalación depende principalmente de dos factores:
ü El tipo de carga del cliente.
Actualmente han aumentado en la industria y en los hogares las cargas conocidas como no lineales, es decir, que demandan corrientes no senosoidales aun cuando las mismas son alimentadas con una fuente de voltaje senosoidal, entre más equipos no lineales posea un usuario, mayor será la cantidad de armónicos inyectados.
Las cargas que inyectan gran cantidad de armónicos son variadores de frecuencia, arrancadores electrónicos, fuentes conmutadas y equipo de cómputo.

La tensión de distorsión armónica (THD de tensión) de conformidad con el IEEE 519 debe ser inferior a 8%.

 La robustez del sistema de alimentación en el punto de entrega
La robustez del sistema se define generalmente con su potencia de cortocircuito, a mayor capacidad de cortocircuito el sistema es más robusto y cargas con corrientes no lineales generaran menor distorsión en la forma de onda de voltaje.

En el aspecto normativo, SIGET establece que el nivel de armónicas de voltaje es responsabilidad de la distribuidora (Robustez del sistema) y los armónicos de corriente son responsabilidad del cliente (Tipo de carga).



Para el nivel de distorsión armónica total SIGET establece un límite máximo del 8%, el nivel de distorsión armónica total de voltaje se presenta a continuación:

El perfil del porcentaje de la distorsión armónica en voltaje (%VTHD) se presenta en la siguiente gráfica:

VTHD por fase

% Min

% Max

% Prom


Va THD

1.30%

6.1%

3.19%


Vb THD

1.20%

6.1%

3.18%


Vc THD

2.50%

12.10%

6.21%


Se observó que el límite establecido por SIGET se cumplió durante todo el período de medición el promedio es menos del 8 % y en la fase C se dispara hasta un 12.10 % en hora punta.
Se observa una cresta repetitiva en hora punta de 17:00 p.m. a 11:00 p.m. esto se presume al uso de iluminarias ineficientes.(El cliente no es sujeto de penalización en este parámetro.)

El perfil del porcentaje de la distorsión armónica en corriente (%ITHD) se presenta en la siguiente gráfica:
ITHD por fase

% Min

% Max

% Prom


Ia THD

5.10%

28.10%

13.59%


Ib THD

4.20%

18.50%

10.21%


Ic THD

17.20%

70.90%

31.71%

Para este parámetro SIGET establece un límite del 20%, el cual es incumplido todo el tiempo en la fase C y se incrementan en hora punta.(El cliente es sujeto a penalización por incumplimiento de armónicos ya que el nivel de ITHD es sobrepasado.
Se analiza que la sobrecompensación de reactivos en la fase C , es la causante de el alto valor de ITHD.
Observacion :
El porcentaje de armónicos en corriente en la fase C, esta sobre los limites permitidos con un promedio de 31 %,pero diariamente se incrementan en el periodo de hora punta de 6 p.m . a 10: 30 p.m. hasta con un 71 % .
La sobrecompensación de la fase C se refleja en el alto valor de ITHD y se incrementa naturalmente en hora punta debido a sistemas de iluminación ineficientes.
11- Parpadeo o (Flicker) de corta duración.
En el análisis de perturbaciones en redes eléctricas, los temas de mayor influencia en la calidad de energía eléctrica, entre otros, son los armónicos, las sub/sobre tensiones, las interrupciones y el flicker.
Este último preocupa desde hace varios años a organizaciones y países del mundo por las consecuencias que generan, principalmente, sobre las personas expuestas a él.

El flicker es el fenómeno de variación de la intensidad del flujo luminoso que afecta a la visión humana generado por fluctuaciones (modulaciones) en la tensión de red. Es un problema de percepción visual, puesto que el fenómeno depende principalmente de las personas que lo observan. La molestia causada en la visión provoca cansancio prematuro en la vista e irritabilidad en las pupilas por estar en continua dilatación y contracción ajustándose al nivel de iluminación.
El perfil de Parpadeo o (Flicker) de corta duración. Se presenta en la siguiente gráfica:
Indice de flicker generado por el usuario se determina por el índice de severidad de Flicker de corto plazo (Pst) medido sobre la impedancia de referencia fijada por la norma IEC 1000-3-3 o la que la sustituya.

La tolerancia para el flicker generado por el usuario

Se observó que el límite establecido por SIGET se cumplió durante todo el período de medición.

12- Grado de carga de subestación.

Tamaño subestación 64.5 KVA
Demanda promedio
18.65 KVA
28.91 %
Maxima
44.80 KVA
Minima
11.41 KVA
13- Sistema de polarización a tierra.
El término "tierra", se refiere a la conexión a la Tierra, que actúa como un depósito de cargas eléctricas normalmente parasitas.
Con el fin de evitar que varios caminos para la corriente de retorno a neutro, código eléctrico requiere que todas las conexiones a tierra, buses de tierra, neutros y buses neutros pueden separar unos de otros en todo el sistema eléctrico excepto en la entrada principal de servicio.
Con ello se pretende dar la vuelta corriente de neutro camino de vuelta a un transformador para mantener el suministro y retorno equilibrada.
Como práctica común en los circuitos eléctricos , la tierra se conecta al neutro eléctrico del panel de servicio, para garantizar un camino de baja resistencia que sea suficiente para disparar el interruptor automático en caso de un fallo eléctrico

Se utilizó un telurómetro análogo tipo clamper ETCR2100A para medir la polarización a tierra en el tablero general, donde esta la transferencia, dando como valor en la entrada un alto valor oscilatorio de 85-107 ohmios de resistencia a neutro.

El valor maximo según el código eléctrico nacional es de no mayor de 5 ohmios,
Observacion.
Incorrecta conexión de las polarizaciones a tierra, según el código eléctrico se debe de aterrizar el neutro a la salida del transformador y en el primer el tablero principal .

Y esta el neutro aislado de tierra.
Se encuentra 1 barra por tablero con un valor de:

Tablero general 6 ohmios, tablero próximo a tablero general 7 ohmios,tablero de calderas 4 ohmios respectivamente, estas barras a tierra están en un sistema aislado del neutro, el valor de resistencia se esta incumpliendo en 2 tableros y el otro está casi al máximo permitido de 5 ohmios .
Conexión correcta de polarización a tierra

14- Conclusiones.

En el punto de monitoreo se observaron incumplimientos de los límites establecidos por el ente regulador nacional SIGET en los siguientes parámetros:
1. Se observó un FACTOR DE POTENCIA estable en la fase A y B que fue siempre mayor a 0.90,con un promedio de 95% sin embargo en la fase C el factor de potencia el promedio es de 55% denota un error en el sistema.
2. Se observó que se tuvo un nivel de DISTORSIÓN ARMÓNICA TOTAL DE VOLTAJE (%VTHD) de un máximo de 12.10 % en hora punta que sobrepasa el límite establecido por el ente regulador SIGET que es el 8 %.
3. El nivel de DISTORSIÓN ARMÓNICA TOTAL DE CORRIENTE (%ITHD) es de 31 % promedio y con niveles pico de hasta el 70 % en hora punta en la fase C sobrepasando el límite establecido por SIGET que es el 20 % (Para este parámetro el cliente es sujeto de penalización ya que el nivel de %VTHD es sobrepasado al máximo permitido).
El incremento de distorsión armónica en hora punta se presume es la utilización de iluminación ineficiente.
Los armónicos en general: registrados superan los límites permitidos de:

%VTHD 8% Máximo %ITHD 20%Máximo.

Por lo que para esta subestación los niveles de armónico NO se encuentran dentro de valores deseados.
El factor principal de afectación en la fase C según nuestro análisis se debe a la sobrecompensación en el banco de capacitores generales y al desbalance de corrientes,se midio la corriente de los capacitores y midio 26 amperios en cada fase o línea viva,esta es la energía reactiva inyectada y la carga en la fase C que solamente es utilizada en la carga trifásica es pequeña 23 amperios promedio respecto a las otras fases.

I fase-fase

Min

Max

Prom


Ia rms

17.0

129.9

47.22


Ib rms

34.90

136.7

67.80


Ic rms

17.20

69.90

23.55


In rms

11.60

29.90

17.91

4. La polarización a tierra es incorrecta :

Está aislada del neutro en el tablero principal donde por norma debe de estar aterrizado ,lo cual es requerido unir a la salida próxima del transformador

,esto puede estar ocasionando fluctuaciones de voltaje por falta de referencia. El valor de resistencia a tierra en el neutro fue flotante de 80-105 ohmios lo cual es una polarización deficiente,

Los tableros puntuales la medición de tierra fue deficiente en los valores de 7,6,4 ohmios respectivamente , máximo según SIGET Ohmios.

5- Existe un desbalance de corriente entre fases :debido a la conexión de cargas Desequilibrios de corriente: se producen cuando por la tres fases de un sistema trifásico no circulan las mismas intensidades, este tipo de desequilibrio provoca: sobrecalentamiento en los receptores, en cables de alimentación y protecciones que incluso podrían llegar a disparar, circulación de corriente por el conductor neutro no hay circulación de corriente por el conductor neutro).

I fase-fase

Min

Max

Prom


Ia rms

17.0

129.9

47.22


Ib rms

34.90

136.7

67.80


Ic rms

17.20

69.90

23.55


In rms

11.60

29.90

17.91

15-Recomendaciones .
1. Es necesario la correcta polarización a tierra del sistema la cual puede ser una instalación de una red de tierra compuesta de 7 barras de 8 pies unidas en paralelo y conectadas al neutro solamente en el tablero general.

2. En las polarizaciones puntuales tableros de distribución se debe reforzar con una barra de tierra adicional de 8 pies conectada en paralelo.

3. Se recomienda en las redes eléctricas afectadas por la presencia de tensión y corrientes armónicas la instalación de filtros armónicos que compensen el factor de potencia en modo automático.4. Evaluar el sistema de iluminación por un sistema de alto factor de potencia y que no genere armónicos.

5. Se recomienda al cliente realizar mantenimiento preventivo en la subestación y el tablero principal y mediciones una vez al año.

6. Crear un diagrama unifilar de distribución de energía, es difícil de diagnosticar problemas de calidad de energía sin tener un conocimiento práctico del sitio siendo investigado.

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