auditorÍas energÉticas

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Sesión 3 de 8

Auditorías Energéticas

AUDITORÍAS ENERGÉTICAS

CURSO:

Instructor: Ramón Rosas Moyaramonrm@ergonplus.com

Noviembre 8 a 24 / 2010

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Sesión 3 de 8

Auditorías EnergéticasPresentación

5. AUDITORÍA ENERGÉTICA ELÉCTRICA

5.1 Tarifas eléctricas5.2 Administración de la demanda5.3 Optimización del factor de potencia5.4 Auditoría energética a las instalaciones

eléctricas

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Sesión 3 de 8

Auditorías EnergéticasTarifas Eléctricas

TARIFAS ELÉCTRICAS

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Sesión 3 de 8

DEFINICIÓN

Las tarifas de energía eléctrica son lasdisposiciones específicas que contienen lascuotas y condiciones que rigen para lossuministros de energía eléctrica agrupadosen cada clase de servicio.

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CLASIFICACIÓN DE LAS TARIFAS

Tarifas en baja tensiónTarifas en media tensiónTarifas en alta tensión

• Tensión desuministro

• Tipo de cuota

• Aplicación

Tarifas horariasCuota única

GeneralesComercial o industrialResidencialServicios públicos

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CONCEPTOS DE CARGO

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ÁREAS DE OPORTUNIDAD DE AHORRO

• Optimización del factor de potenciaBeneficios: - Disminuir el cargo por bajo FP

- Reducir pérdidas por efecto Joule- Reducir caídas de tensión en conductores- Ahorro de energía y económico

• Cabio de taifaBeneficios: - Conseguir cuotas más bajas

- Ahorro económico

• Administración de la demandaBeneficios: - Reducir el monto de la demanda

- Reducir el cago por demanda

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Análisis de un caso- cambio de taifa de suministro -

TARIFAS DE SUMINISTRO:• Situación Observada: La gran mayoría de las instalaciones de

bombeo se encuentran contratadas en tarifa BTD (baja tensión condemanda).

• PliegoTarifario: CONCEPTO DE CARGO TARIFA

BTD MTD BTH MTHCargo Fijo 3.61 5.98 3.61 5.98

Cago por Energía 0.15486 0.12175Cargo por primeros 255 kWh 0.13614Cargo por energía en punta 0.26375 0.23328Cargo por energía en base 0.09070 0.07266Cargo pomedio 0.15486 0.12175 0.14838 0.12620

Cargo por demanda máxima 17.05 13.83Cargo por demanda en punta 24.25 29.27Cargo por demanda en base 3.72 4.06Cargo Total 17.05 13.83 27.97 33.33

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BTD MTD TarifaAhorros

(USD/año)Inversión

(USD)Oper y Mtto (USD/año)

Pay-Back (años)

Betania 47,863 68 102,969 85,613 MTD 17,355.80 30,400.00 5,000.00 2.46 Cabima 76,960 126 168,839 141,053 MTD 27,786.29 30,400.00 5,000.00 1.33 Ciudad Bolivar 481,120 723 1,042,044 867,634 MTD 174,409.63 50,000.00 8,000.00 0.30 Don Bosco 96,533 186 217,421 182,796 MTD 34,624.47 32,000.00 7,000.00 1.16 Gonzalillo 34,493 50 74,305 61,809 MTD 12,496.23 11,500.00 4,500.00 1.44 Las Cumbres 98,027 148 212,421 176,911 MTD 35,509.72 30,400.00 5,000.00 1.00 La Paz Mirador 69,733 102 150,431 125,150 MTD 25,281.25 28,000.00 4,500.00 1.35 Cuivo Chivo 83,147 126 180,404 150,298 MTD 30,105.95 30,400.00 5,000.00 1.21 Mañanitas 59,440 91 129,120 107,612 MTD 21,508.21 28,000.00 5,000.00 1.70 Pacora (agua tratada) 173,173 320 387,326 325,078 MTD 62,247.73 34,000.00 6,500.00 0.61 Pacora (agua cruda) 201,760 298 435,949 362,781 MTD 73,167.39 34,000.00 7,500.00 0.52 Chorrera (agua cruda) 241,360 334 516,904 429,178 MTD 87,725.87 34,000.00 7,000.00 0.42 Cáceres 130,560 307 305,478 259,116 MTD 46,361.66 34,000.00 7,000.00 0.86

648,580.21 407,100.00 77,000.00 0.71 TOTAL:

PLANTAIMPORTE (USD/año) RECOMENDACIÓN

Consumo (kWh/mes)

Dem. (kW)

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1,000,000

2,000,000

3,000,000

4,000,000

5,000,000

BTD BTH MTD MTH

Comparativo de Costos por Tarifa (USD/año)

Mantenimiento

Pérdidas en Transformadores

Energía

BTD BTH MTD MTHEnergía 3,923,610.92 4,162,381.07 3,226,631.24 3,869,241.12 Pérdidas en Transformadores 0 0 48,399.47 58,038.62 Mantenimiento 0 0 77,000.00 77,000.00

3,923,610.92 4,162,381.07 3,352,030.71 4,004,279.74 Total:

Importe por Tarifa (USD)Concepto

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ADMINISTRACIÓN DE LA DEMANDA

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Auditorías EnergéticasAdministración de la Demanda

¿ Qué es la administración de la demanda ?

La administración de la demanda es unaherramienta del administrador de laenergía eléctrica en la empresa, quetiene como finalidad reducir los cargosque por demanda vienen en la facturaeléctrica.

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1) Entender la factura de energía eléctrica y determinar siexiste un potencial de reducción de la demanda.

2) Determinar cuando ocurre la demanda máxima, el día yhora durante el período de facturación.

3) Identificar que cargas contribuyen a picos de demanda eidentificar cuales se pueden disminuir o sacar deoperación cuando se presenta el pico.

Pasos a seguir para la administración de la demanda

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PERFILES DE DEMANDA

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ADMINISTRACIÓN DE LA DEMANDA

CARGAS QUE SE PUEDEN USAR PARA EL CONTROL DE LA DEMANDA

Equipos de Aire Acondicionado

Ventiladores

Cargadores de Baterías

Equipo de Bombeo

Molinos y Quebradoras

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Métodos de Control de la Demanda

Manual

Manual con Monitoreo y Alarma

Automático

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CONTROL MANUAL DE LA DEMANDA EN HORARIO DE PUNTA

Se trata de parar procesos y apagar cargas manualmente duranteel horario de punta

Ventajas Desventajas

• Sin costo de implantación• Implantación inmediata• Únicamente se requiere

establecer o modificar algún procedimiento de operación

• Existe una fuerte dependencia de que las personas involucradas realicen de manera puntual yoportuna el paro de los equipos.

• Basta un día que no se realice la acción, o que se realice tarde, para que se pierdan los beneficios esperados del mes.

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CONTROL AUTOMÁTICO DE LA DEMANDA

Se trata de monitorear la demanda y tomar acciones automáticasconsistenetes en parar algunas cargas previamente seleccionadascuando se detecte que la demanda está llegando al valor que sedesea controlar.

• La operación es automática y no distrae recursos humanos para realizar las acciones.

• La posibilidad de falla se reduce.

• Se requieren hacer inversiones para su implantación.

• No en todos los procesos es viable la implantación de este tipo de sistemas.

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CONTROL MANUAL CON MONITOREO Y ALARMA

Se trata de monitorear la demanda y generar una alarma sonoray/o visual, cuando se detecte que la demanda está llegando alvalor que se desea controlar, de tal manera que el operador puedatomar acciones manuales oportunas de disminución de carga.

• La inversión es muy baja • Aplica en aquellos casos donde se cuenta con un cuarto de control desde el que se pueden parar o arrancar los equipos de la planta.

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Análisis de un caso- control de la demanda en terminal aérea-

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Perfil de Carga: La carga no es continua por las siguientes razones:

· En la noche después del último vuelo baja la actividad en elaeropuerto, con lo que disminuye la carga a un mínimo de entre70 y 90 Kw.

· Al ocultarse el sol la carga por iluminación se incrementaconsiderablemente y es cuando se suelen presentar los valoresmás altos; hasta 280 kW.

En el Aeropuerto se tienen muchos equipos de aire acondicionado,cada uno de los cuales trabajando con un control de temperaturaindependiente, por lo que los compresores entran y salen de acuerdo asu propio control. Lo anterior ocasiona variaciones de carga hasta pormás de 50 kW

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Propuesta:

La propuesta de ahorro consiste en la implantación de unsistema de control automático de la demanda, quemonitoree el valor de la demanda del equipo de medición,que reciba la señal de los termostatos para el control de latemperatura en el edificio terminal, y que como función deestos parámetros permita o inhiba la operación de cadauno de los compresores de los equipos paquete.

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Beneficios

CONCEPTO AHORROS

kW kWh/año $/año

Disminución de la contribución de la demanda máxima

50 8,464.92

Disminución del Consumo de Energía

87,600 7,971.60

TOTAL: 50 87,600 16,436.52

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Evaluación Económica

Inversión: USD 21,973.80

Ahorros: USD 16,436.52/año

Pay-Back: 1.34 años

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Autogeneración en horario de punta

Algunas tarifas presentan un muy alto costode la energía eléctrica durante el horario depunta, y costos más bajos fuera de dichohorario.

Lo anterior abre la posibilidad de autogenerarenergía durante el horario de punta.

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Alimentación externa

Planta de autogeneración

Cargas

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Cargas

Operación fuera del horario de punta

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Cargas

Operación en horario de punta (sistema aislado)

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Cargas

Operación en horario de punta (en paralelo)

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• Situación Observada: En las tarifas por bloque horario, los cargospor energía y demanda en horario de punta (8:00 a 16:00) son altos yfuera de ese horario muy bajos.

• PliegoTarifario: CONCEPTO DE CARGO TARIFA

BTD MTD BTH MTHCargo Fijo 3.61 5.98 3.61 5.98

Cago por Energía 0.15486 0.12175Cargo por primeros 255 kWh 0.13614Cargo por energía en punta 0.26375 0.23328Cargo por energía en base 0.09070 0.07266Cargo pomedio 0.15486 0.12175 0.14838 0.12620

Cargo por demanda máxima 17.05 13.83Cargo por demanda en punta 24.25 29.27Cargo por demanda en base 3.72 4.06Cargo Total 17.05 13.83 27.97 33.33

Análisis de un caso- autogenerar en horaio punta-

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Análisis de un caso- autogenerar en horario punta -

MTD sin Autogeneración

MTH con Autogeneración

Cabima 76,960 126 141,052.93 51,709.98 Ciudad Bolivar 481,120 723 867,634.41 319,686.18 Las Cumbres 98,027 148 182,796.07 65,210.73 La Paz Mirador 69,733 102 61,808.54 46,242.95 Chivo Chivo 83,147 126 176,911.12 55,376.59 Mañanitas 59,440 91 125,149.92 39,642.41 Pacora (agua tratada) 173,173 320 150,298.28 118,069.02 Chorrera 241,360 334 107,612.25 158,991.61 Cáceres 130,560 307 325,078.44 92,284.53 TOTAL: 2,138,341.96 947,213.99

Importe (USD/año)PLANTA

Consumo (kWh/mes)

Dem. (kW) BTD

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PLANTA Ahorros (USD/año)

Costo de Diesel

(USD/año)

Oper y Mtto (USD/año)

Ahorro Neto (USD/kWh)

Inversión (USD)

Pay-Back (años)

Cabima 89,342.96 52,332.80 12,313.60 24,696.56 60,000.00 2.43 Ciudad Bolivar 547,948.23 327,161.60 76,979.20 143,807.43 320,000.00 2.23 Las Cumbres 111,700.39 66,658.13 15,684.27 29,357.99 70,000.00 2.38 La Paz Mirador 78,906.97 47,418.67 11,157.33 20,330.97 50,000.00 2.46 Chivo Chivo 94,921.70 56,539.73 13,303.47 25,078.50 70,000.00 2.79 Mañanitas 67,969.84 40,419.20 9,510.40 18,040.24 65,000.00 3.60 Pacora (agua trat) 207,009.41 117,757.64 27,707.68 61,544.09 120,000.00 1.95 Chorrera 270,186.36 164,124.80 38,617.60 67,443.96 170,000.00 2.52 Cáceres 166,831.59 88,780.80 20,889.60 57,161.19 170,000.00 2.97 TOTAL: 1,634,817.44 961,193.37 226,163.15 447,460.92 1,095,000.00 2.45

Análisis de un caso- autogenerar en horario punta -

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OPTIMIZACIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA

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Auditorías EnergéticasOptimización del Factor de Potencia

Definición:

El factor de potencia es una medida de lacorriente reactiva demandad. Se puede definircomo el coseno del ángulo entre la corrienteactiva y la corriente aparente:

FP = cos φ

φDonde:

Ia corriente activaIr corriente reactivaI corriente aparente

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¿ Que equipos producen el bajo factor de potencia?

Los equipos que funcionan bajo el fenómenodel electromagnetismo como los motoreseléctricos, demandan potencia activa paraconvertirla en trabajo útil y potencia reactivapara crear las condiciones magnéticas deoperación. Es por ello que su factor depotencia es menor a la unidad.

Corriente activa (80 ampers)Corriente aparente (100 A) Corriente reactiva (60 ampers)

Suministro100 A

FP = 0.8

Pérdidas = 16,200 kWh/año

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Sesión 3 de 8

¿ De que depende que el factor de potencia de un motor sea mayor o menor?

El valor del factor de potencia de un motor depende delos siguientes factores:

• Número de polos.- a mayor número depolos, menor FP

• Capacidad del motor.- a mayorcapacidad, mayor FP

Características del motor

• Factor de carga.- a mayor factor de carga,mayor FP

• Estado físico.- motores en mal estado quehayan sufrido algún daño, presentan un FPmás bajo

Condiciones del motor

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Sesión 3 de 8

¿ Que problemas ocasiona el bajo factor de potencia?

a) Aumento de las pérdidaspor efecto Joule enconductores

b) Un aumento en la caída devoltaje resultando en uninsuficiente suministro depotencia a las cargas.

c) Incremento de la potencia aparente en eltransformador, con lo que se reduce se capacidaddisponible y se incrementan las pérdidas.

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0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Factor de Potencia

Efectos del factor de potencia en las conductores

Incremento de la corriente Incremento de las pérdidas

Un FP = 0.65 produce:incremento en la corriente del 54%incremento en las pérdidas del 137%

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Sesión 3 de 8

Corriente activa (80 ampers)Corriente aparente (100 A) Corriente reactiva (60 ampers)

Suministro100 A

FP = 0.8

Corriente activa (80 ampers)Corriente aparente (100 A) Corriente reactiva

(60 ampers)

Suministro80 A

FP = 1

Capacitor

80 ampers

Compensación del FP con capacitores

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Sesión 3 de 8

440/220/127V

13,200/440/254V

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Sesión 3 de 8

Bajo F. P. y

Cargo por Bajo F.P.

440/220/127V

13,200/440/254V120 M

Sobredimensionamiento del TR de MT

Sobredimensionamiento del TR de BT

Pérdidas en Alimentador en MT

Pérdidas en Alimentador al CCM-1

Pérdidas en Alimentador a Bba-01

CCM-2CCM-3

Bba-01

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Sesión 3 de 8

440/220/127V

13,200/440/254V

CCM-2CCM-3

Bba-01

44Diapositiva:

Sesión 3 de 8

440/220/127V

13,200/440/254V

CCM-2CCM-3

Bba-01

45Diapositiva:

Sesión 3 de 8

440/220/127V

13,200/440/254V

CCM-2CCM-3

Bba-01

46Diapositiva:

Sesión 3 de 8

440/220/127V

13,200/440/254V

CCM-2CCM-3

Bba-01

47Diapositiva:

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440/220/127V

13,200/440/254V

CCM-2CCM-3

Bba-01

48Diapositiva:

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440/220/127V

13,200/440/254V

Factor de Potencia

Optimizado

CCM-2CCM-3

Bba-01

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Sesión 3 de 8

Pasos a seguir para compensar el factor de potencia

Paso 1:Reemplazar los motores sobredimensionados oque se encuentren en mal estado, por motoresnuevos de eficiencia Premium.

Paso 2:En los motores grandes, instalar capacitoresindividualmente para suministrar los reactivos queéstos demandan.

Paso 3:Compensar grupalmente el factor de potencia delos motores más pequeños en los CCMs.

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Sesión 3 de 8

¿ Qué tipo de bancos utilizar para la compensación del FP ?

Para la compensación individual, utilizar bancos decapacitores fijos, pero instalarlos corriente abajodel arrancador.

Bancos automáticos de capacitores, pueden serconsiderados para la compensación grupal,cuando la carga sea relativamente grande y lademanda de reactivos variable.

51Diapositiva:

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¿ Qué precauciones se deben tener al instalar bancos de capacitores ?

1. Evitar que los capacitores sequeden energizados cuando lacarga a la que sirven seencuentra desconectada. Si estosucede, la corriente reactivacirculará hacia el transformadory si la corriente es mayor al 10%de la corriente nominal deltransformador, se producirá unenvejecimiento acelerado deltransformador.

52Diapositiva:

Sesión 3 de 8

¿ Qué precauciones se deben tener al instalar bancos de capacitores ?

2. Si existen corrientes armónicas, instalar filtros dearmónicas, de lo contrario, los capacitores podránentrar en resonancia con las armónicas y sufrir undaño destructivo.

MCarga No

Linear

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Auditoría Energética a las Instalaciones

Eléctricas

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Auditorías EnergéticasInstalaciones Eléctricas

ÁREAS DE OPORTUNIDAD DE AHORRO

Optimización del Factor de Potencia

Disminución de pérdidas en transformadores

Disminución de pérdidas en conductores

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PÉRDIDAS EN TRANSFORMADORES

Perdidas del núcleo (PFe): Son las pérdidas que segeneran en el núcleo ferromagnético debido a dos factoresfundamentales: la energía mínima de magnetización y lascorrientes parásitas que circulan por el núcleo debidas alflujo magnético presente y fallas en el materialferromagnético.

Estas pérdidas son independientes de la carga a la que essometido el transformador y prácticamente invariables atensión y frecuencia constantes.

Es un dato que normalmente suministra el fabricante delequipo.

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Pérdidas del cobre (PCu): Son las que se generan enlos devanados del transformador, al circular las corrientespor los mismos. Su valor está determinado por el cuadradode la corriente y la resistencia eléctrica de los devanados.

Si conocemos las pérdidas producidas en régimen nominal, cuando el transformador funcione con un índice de carga c, las pérdidas en el cobre serán:

PCu = PCun * c2

donde: PCu son las pérdidas en el cobre en wattsPCun son las pérdidas en el cobre a régimen nominal en wattsc es el factor de carga al cual trabaja el transformador

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Sesión 3 de 8

El factor de carga de un transformador puededeterminarse con la siguiente expresión:

c = kVAr / kVAn

donde: kVAr = kW / FP kVAn = capacidad nominal del transformadorkW = es la potencia activa entregada por el transformadorF.P. = factor de potencia

58Diapositiva:

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Las pérdidas totales (Pt) en el transformadorquedan definidas como:

Pt = PFe + PCun * C2.

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PÉRDIDAS EN TRANSFORMADORESPérdidas en un transformador

Potencia Nominal (kVA)

Pérdidas en el hierro (W)

Pérdidas en el Cobre a Potencia Nominal

255075

100125160200250315400500630800

1000125016002000250031504000500063008000

195345400435480490570675750900

10001250169018002010250027503480350043005000630070007600

670810

1080108523502600340042305250620080509000

108001260016800190002390029600305003400039500450005700068500

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PÉRDIDAS EN TRANSFORMADORESAnálisis de un caso.-

TR-11,500 kVA

TR-21,500 kVA

Bus 1459 kW

FP = 0.89

Bus 2542 kW

FP = 0.92

AcometidaSituación Actual

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TR-11,500 kVA

Bus 11001 kWFP = 0.91

Acometida

Propuesta a Evaluar

La propuesta a evaluar consiste enpasar toda la carga al transformadorTR-01, y eliminar el TR-2

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Parámetro UnidadSituación

Actual

TR-1 TR-2Capacidad kVA 1500 1500

Carga kW 459 542

Factor de potencia 0.89 0.92

C 34.4% 39.3%

PCunW 18,800 18,800

PFeW 2,420 2,420

Pt = PFe + PCun * C2 kW 4.64 5.32

Pérdidas de energía kWh/año 87,271Pérdidas económicas USD/año 13,091

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Sesión 3 de 8

Parámetro UnidadSituación

ActualSituación Esperada

TR-1 TR-2 TR-1

Capacidad kVA 1500 1500 1500

Carga kW 459 542 1001

Factor de potencia 0.89 0.92 0.91

C 34.4% 39.3% 73.6%

PCunW 18,800 18,800 18,800

PFeW 2,420 2,420 2,420

Pt = PFe + PCun * C2 kW 4.64 5.32 12.61

Pérdidas de energía kWh/año 87,271 110,500Pérdidas económicas USD/año 13,091 16,575

64Diapositiva:

Sesión 3 de 8

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

Factor de Carga

Eficiencia del Transformador de 1500 kVA

¿Porqué resultó más rentable trabajar con los dos transformadores que con uno solo?

65Diapositiva:

Sesión 3 de 8

Conclusiones:Las pérdidas en los transformadores sonfunción de la eficiencia con la que esténtrabajando, no de el número de transformadoresen operación.

Como parte de la Auditoría Energética, lo quetenemos que evaluar es la eficiencia con la queestán trabajando los transformadores yproponer medidas para mejorarla.

66Diapositiva:

Sesión 3 de 8

AHORRO DE ENERGÍA EN CONDUCTORES ELÉCTRICOS.

Áreas de oportunidad de ahorro de energía:• Optimización del factor de potencia.- en esencia se

trata de reducir al mínimo la cantidad de corrientesreactivas circulando por los conductores.

• Selección del calibre óptimo del conductor.- setrata de seleccionar el calibre de los conductoreseléctricos, atendiendo a un criterio de análisis delciclo de vida del conductor.

67Diapositiva:

Sesión 3 de 8

CALIBRE ÓPTIMO

0100200300400500600

CALIBRE

INVERSIÓN OPERACIÓN TOTAL

OPTIMO

Selección del calibre óptimo del conductor

El calibre óptimo es aquel que minimiza el costo total(inversión + operación) del conductor a lo largo delciclo de vida del mismo.

68Diapositiva:

Sesión 3 de 8

Selección del calibre óptimo del conductorAnálisis de un caso.-

CASO: Selección del calibre óptimo del conductor.

Se trata de seleccionar el calibre óptimo del conductoreléctrico, para alimentar a un equipo de bombeo quedemanda 150 Ampers a 440 V.

La distancia a cablear son 130m, con 4 hilos.

La Norma indica que se debe usar un conductor calibremínimo de: 1/0.

69Diapositiva:

Sesión 3 de 8

CalibreAWG

Resistencia (Ohms/km)

Capacidad de Conducción (Ampers) Clase de Aislamiento

60 °C 85 °C 125 °C12 5.35 20 30 40

8 2.1 40 50 65

4 0.83 70 90 115

2 0.523 95 120 145

1/0 0.329 125 155 200

2/0 0.261 145 185 230

3/0 0.207 165 210 265

4/0 0.164 195 235 310

250 0.1390

300 0.1157

350 0.0991

500 0.0695

750 0.0463

70Diapositiva:

Sesión 3 de 8

Calibre Resistencia (Ohms/km)

Longitud (km)

Resistencia Total (Ohms)

Pérdidas (W/fase)

Pérdidas totales

kW kWh/año USD/año VPN* (USD)

1/0 0.329 0.13 0.0428 962 2.89 25,290 3,414 33,5202/0 0.261 0.13 0.0339 763 2.29 20,063 2,708 26,5923/0 0.207 0.13 0.0269 605 1.82 15,912 2,148 21,0904/0 0.164 0.13 0.0213 480 1.44 12,607 1,702 16,709250 0.139 0.13 0.0181 407 1.22 10,685 1,442 14,162300 0.1157 0.13 0.0150 338 1.02 8,894 1,201 11,788350 0.0991 0.13 0.0129 290 0.87 7,618 1,028 10,097500 0.0695 0.13 0.0090 203 0.61 5,342 721 7,081750 0.0463 0.13 0.0060 135 0.41 3,559 480 4,717Nota : i = 8% anual

n = 20 años

Costos de Operación

71Diapositiva:

Sesión 3 de 8

Costos de Inversión

Calibre Costos unitarios (USD/m) Longitud

total (m)Costo total

(USD)Materiales Mano de Obra Total

1/0 7.3 2.2 9.5 520 4,9212/0 9.0 2.7 11.7 520 6,0943/0 11.4 3.4 14.8 520 7,6914/0 14.1 4.2 18.4 520 9,560250 17.0 5.1 22.1 520 11,516300 20.0 6.0 26.0 520 13,507350 23.4 7.0 30.4 520 15,793500 31.9 9.6 41.5 520 21,567750 46.8 14.0 60.9 520 31,646

72Diapositiva:

Sesión 3 de 8

Calibre Costos

Inversión (USD)

Operación (USD)

Total (USD)

1/0 4,921 33,520 38,4412/0 6,094 26,592 32,6863/0 7,691 21,090 28,7814/0 9,560 16,709 26,269250 11,516 14,162 25,679300 13,507 11,788 25,295350 15,793 10,097 25,890500 21,567 7,081 28,648750 31,646 4,717 36,363

Costos Totales

73Diapositiva:

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05,000

10,00015,00020,00025,00030,00035,00040,00045,00050,000

1/0 2/0 3/0 4/0 250 300 350 500 750

Análisis del calibre óptimo

Inversión Operación Total

74Diapositiva:

Sesión 3 de 8

Calibre Costos Proyecto de Ahorro

Inversión (USD)

Operación (USD/año)

Inversión (USD)

Ahorros (USD/año)

PSRI (años)

1/0 4,921 3,414 -- -- --2/0 6,094 2,708 1,173 706 1.663/0 7,691 2,148 1,597 560 2.854/0 9,560 1,702 1,869 446 4.19250 11,516 1,442 1,957 259 7.54300 13,507 1,201 1,991 242 8.23350 15,793 1,028 2,286 172 13.27500 21,567 721 5,774 307 18.80750 31,646 480 10,079 241 41.86

7575Diapositiva:

Sesión 3 de 8

Auditorías EnergéticasFin de Sesión

Comentarios, dirigirse a:

Ing. Ramón Rosas Moyaramonrm@ergonplus.com

Próxima sesión: Martes 16 de Noviembre 9:00 a.m. hora de Quito

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