guia para la evaluación de la eficiencia en equipos electromecanicos en operación

8/19/2019 Guia Para La Evaluación de La Eficiencia en Equipos Electromecanicos en Operación

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Comisión Nacional del Agua

MANUAL DE AGUA POTABLE, ALCANTARILLADO Y SANEAMIENTO

GUÍA PARA LA EVALUACIÓN DE LA EFICIENCIA EN EQUIPOSELECTROMECÁNICOS EN OPERACIÓN PARA POZO PROFUNDO

Diciembre de 2007

www.cna.gob.mx

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ADVERTENCIA

Se autoriza la reproducción sin alteraciones del material contenido en esta obra, sin fines de lucro y citando lafuente.

Esta publicación forma parte de los productos generados por la Subdirección General de Agua Potable, Drenaje ySaneamiento, cuyo cuidado editorial estuvo a cargo de la Gerencia de Cuencas Transfronterizas de la ComisiónNacional del Agua.

Manual de Agua Potable, Alcantarillado y Saneamiento.

Edición 2007ISBN: 978-968-817-880-5

Autor: Comisión Nacional del AguaInsurgentes Sur No. 2416 Col. Copilco El BajoC.P. 04340, Coyoacán, México, D.F.Tel. (55) 5174-4000www.cna.gob.mx

Editor: Secretaría de Medio Ambiente y Recursos NaturalesBoulevard Adolfo Ruiz Cortines No. 4209 Col. Jardines de la Montaña,

C.P 14210, Tlalpan, México, D.F.

Impreso en MéxicoDistribución gratuita. Prohibida su venta.

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Comisión Nacional del Agua

Ing. José Luis Luege TamargoDirector General

Ing. Marco Anton io Velázquez HolguínCoordinador de Asesores de la Dirección GeneralIng. Raúl Alberto Navarro GarzaSubdirector General de AdministraciónLic. Roberto Anaya MorenoSubdirector General de Administración del AguaIng. José Ramón Ardavín ItuarteSubdirector General de Agua Potable, Drenaje y SaneamientoIng. Sergio Soto PrianteSubdirector General de Infraestructura HidroagrícolaLic. Jesús Becerra PedroteSubdirector General JurídicoIng. José Antonio Rodríguez TiradoSubdirector General de ProgramaciónDr. Felipe Ignacio Arreguín CortésSubdirector General TécnicoLic. René Francisco Bolio HalloranCoordinador General de Atención de Emergencias y Consejos de CuencaM.C.C. Heidi Storsberg MontesCoordinadora General de Atención Institucional, Comunicación y Cultura del AguaLic. Mario A lberto Rodríguez PérezCoordinador General de Revisión y Liquidación FiscalDr. Michel Rosengaus Moshinsky

Coordinador General del Servicio Meteorológico NacionalC. Rafael Reyes GuerraTitular del Órgano Interno de Control

Responsable de la publicación:Subdirección General de Agua Potable, Drenaje y Saneamiento

Coordinador a cargo del proyecto:Ing. Eduardo Martínez OliverSubgerente de Normalización

La Comisión Nacional del Agua contrató la Edición 2007 de los Manuales con elINSTITUTO MEXICANO DE TECNOLOGÍA DEL AGUA según convenioCNA-IMTA-SGT-GINT-001-2007 (Proyecto HC0758.3) del 2 de julio de 2007Participaron:

Dr. Velitchko G. TzatchkovM. I. Ignacio A. Caldiño Vil lagómez

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CONTENIDOPágina

INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 1 OBJETIVO................................................................................................................... 2 1. MEDICIONES HIDRÁULICAS................................................................................. 3

1.1. GASTO................................................................................................................. 3 1.2. PRESIÓN DE BOMBEO....................................................................................... 7 1.3. NIVELES DE BOMBEO........................................................................................ 9 2. MEDICIONES ELÉCTRICAS ................................................................................ 16 2.1. TENSIÓN ........................................................................................................... 16 2.2. CORRIENTE ...................................................................................................... 18 2.3. FACTOR DE POTENCIA ................................................................................... 20 3. FACTOR DE POTENCIA ...................................................................................... 23 3.1. FUNDAMENTOS Y CORRECCIÓN...................................................................24 4. DETERMINACIÓN DE LA EFICIENCIA ELECTROMECÁNICA ........................... 38 4.1. EVALUACIÓN DE PERDIDAS POR FRICCIÓN EN LA COLUMNA.................. 38

4.2. DETERMINACIÓN DE LA CARGA DE BOMBEO.............................................. 38 4.3. DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA ELÉCTRICA.......................................... 39 4.4. EFICIENCIA GLOBAL DEL EQUIPO ELECTROMECÁNICO............................ 41 5. RECOMENDACIONES ......................................................................................... 47

ANEXO “A” ................................................................................................................ 48 ANEXO “B” ................................................................................................................ 49 ANEXO “C”................................................................................................................ 50 ANEXO “D”................................................................................................................ 51 ANEXO “E” ................................................................................................................ 52

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INDICE DE FIGURASPágina

Figura 1.1. Instalación del tubo pitot simplex...............................................................6 Figura 1.2. PRESIONES: Términos empleados..........................................................7 Figura 1.3. Niveles de bombeo.................................................................................. 11

Figura 1.4. Medición de niveles con sonda eléctrica. ................................................ 12 Figura 1.5. Medición de niveles con sonda neumática:............................................ 14 Figura 3.1. Esquema de alimentación eléctrica de una planta industrial................... 25 Figura 3.2. Magnitud y voltaje. .................................................................................. 25 Figura 3.3. Alimentación electrica de una planta industrial con capacitores de

potencia.............................................................................................................. 28 Figura 3.4. Corriente reactiva y total de línea resultante al instalar un banco de

capacitares de potencia. .................................................................................... 28 Figura 3.5. Paso del triangulo de corrientes al triangulo de potencias, para corrientes

trifasicas balanceadas........................................................................................ 29 Figura 3.6. Corrección del factor de potencia, añadiendo potencia reactiva

proporcionada por un banco de capacitares de potencia................................... 29 Figura 3.7. Método analítico para corrección del factor de potencia. ........................ 30 Figura 3.8. Orden preferente de instalación de capacitares...................................... 33 Figura 4.1. Croquis de instalación de equipo electromecánico en pozo profundo..... 40

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INDICE DE TABLASPágina

Tabla 3.1. Determinación de los Kvar para corregir el bajo factor de potencia. ........ 31 Tabla 3.2. Recargo o bonificación a tarifas eléctricas por operar con bajo o alto factor

de potencia......................................................................................................... 32

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INTRODUCCIÓN

El crecimiento demográfico de los núcleos urbanos y rurales de la RepúblicaMexicana y el sostenido desarrollo industrial han generado una gran demanda deagua potable para satisfacer sus crecientes necesidades.

Ante la necesidad de contar con servicios eficientes de agua potable y alcantarillado,la COMISIÓN NACIONAL DEL AGUA, organismo desconcentrado de la S.A.R.H.,desarrolla manuales, guías e instructivos de aplicación práctica, con la finalidad deque estos sirvan de apoyo a los responsables de la prestación de estos servicios.

El presente documento se ha elaborado con esta intención y con la firme idea de quepueda ser enriquecido y mejorado con las experiencias del personal que a diarioconvive con problemas de operación, de cuya solución depende la mejoría delservicio que presta, así como del ahorro y optimización de los recursos disponibles.

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OBJETIVO

En la actualidad, los volúmenes de extracción de las aguas subterráneas son muygrandes y los costos de extracción se incrementan constantemente, debido a lasobre explotación de los acuíferos, lo que se refleja en niveles de bombeo cada vez

más profundos; por otro lado, la creciente dificultad para localizar y explotar acuíferosa profundidades mayores incide en los costos de inversión inicial y de operación, quevan en constante aumento. Con este documento se pretende establecer una guíapara incrementar la eficiencia de los equipos electromecánicos en operación.

La presente guía tiene como objetivo presentar una forma sencilla y práctica deevaluar la eficiencia de los equipos electromecánicos, a través de la medición encampo de algunos parámetros, de fácil determinación, que sirvan para cuantificar laeficiencia de operación y mantenerla dentro de rangos económicamente aceptables.La determinación periódica de parámetros eléctricos, permite programar fechas deacciones preventivas, optimizando recursos, equipo y personal; diagnosticar lascausas que inciden en el bajo rendimiento y productividad de los pozos, yretroalimentar información para la selección e instalación de equiposelectromecánicos.

Por otra parte, la gran cantidad de pozos y plantas de bombeo en el país, equipadoscon motores eléctricos, ha incrementado notablemente el consumo de energía, loque aunado a la disminución de subsidios por parte de la Comisión Federal deElectricidad, ha originado que este rubro sea una de las componentes másimportante en los costos de operación; por lo que la utilización de este energéticodebe ser aprovechado con eficiencia.

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1.MEDICIONES HIDRÁULICAS

1.1.GASTO

Se han ideado diversos métodos para medir el gasto, como consecuencia de las

múltiples necesidades de obtener resultados prácticos. Algunos de ellos requierenequipos muy complicados y costosos, otros son sencillos y económicos. El método autilizar depende de la cantidad de flujo, las condiciones bajo las cuales se efectuarála medición y el índice de exactitud que se requiera. En forma general, los medidoresmás usuales son los siguientes:

A. CONDUCTOS A PRESIÓN

A.1. De Velocidad:HéliceTurbina

A.2. Deprimógenos:Placas de OrificioToberaVentura

A.3. Tubo Pítot

A.4. Medidor Área Variable (Rotámetro)

A.5. Magnético

A.6. Ultrasónico

B. CONDUCTOS ABIERTOS

B.1. Vertedores:TriangularesRectangularesTrapezoidales

B.2. Parshall

B.3. Molinete

Así mismo, existen otros métodos para determinar el gasto en campo, como son elde la escuadra, el de flujo vertical y el volumétrico. La experiencia ha demostradoque los resultados obtenidos con estos métodos no son recomendables, cuando sepretende determinar la eficiencia en un equipo de bombeo.

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Para los fines que se persiguen en el presente trabajo, el método más recomendablepara determinar el gasto en conductos a presión, que es el caso mas generalizado,es la utilización del tubo Pitot. Por ser este método él mas confiable para ladeterminación de caudales, se anotarán los principios en que se basa sufuncionamiento:

PRINCIPIO DEL TUBO PITOT

El medidor Pitot está compuesto básicamente de dos tubos, uno de los cualesregistra la energía de impacto, equivalente a la cantidad de movimiento del fluidodentro de la tubería, que viene siendo:

⎟⎟ ⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ ⎟⎟ ⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ +⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ g

V P

2

2

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γ y el otro registra únicamente la energía de presión ⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

γ

2P

debido a que la V2 = 0 . De la diferencia aritmética de estos dos registros se obtienela energía de velocidad, expresada en metros columna del líquido empleado en elmanómetro "U", que es donde se determina la diferencial de presión "h"; por lo que lavelocidad queda expresada en función de esta "h" y relacionada de la siguienteforma:

ghCxV 2=

y utilizando la fórmula del gasto:

Q = v x A

nos queda:

ghCxAxV 2=

donde:

v = Velocidad media del caudal, en m/s

Q = Gasto, en m3/s

C = Constante de calibración del elemento primario, sin dimensiones

A = Área de la sección de la tubería, en m2

g= Aceleración de la gravedad, en m/s2

h = Carga dinámica usualmente llamada "diferencial de presión", en m

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γ = Peso específico del agua = 1000 Kg/m3

La ecuación es aplicable a flujos no compresibles y con las siguientes condiciones:

El flujo debe ser homogéneo y de características físicas conocidas.

Las condiciones del flujo (diámetro de la tubería, temperatura y presión delfluido) deben ser determinados con precisión. La tubería debe trabajar a presión (tubo lleno).

Este método tiene como objetivo determinar el caudal que fluye por la tubería apresión, introduciendo instrumentos de precisión como el gancho calibrador paraobtener el diámetro interno del conducto y en consecuencia el área real del mismo, yel tubo Pitot para obtener el perfil de velocidad de la sección en estudio.

La figura 1.1 muestra el montaje del equipo de pitometría en una tubería de cualquierdiámetro y la forma en que se mide la diferencial de presión o carga dinámica "h", la

cual se requiere para determinar el gasto.UNIDADES

Las unidades de gasto más usuales en nuestro país son:

I/s = Litros por segundo l/m = Litros por minuto m3/s = Metros cúbicos por segundo GPM = Galones por minuto

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Figura 1.1. Instalación del tubo pitot simplex

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1.2.PRESIÓN DE BOMBEO

En un sistema de bombeo, se le da el nombre de presión de bombeo a la energía depresión generada por la bomba, la cual es requerida, para mover determinadacantidad de agua de un punto a otro.

Existen algunas definiciones de presión, las más usuales son las siguientes:

PRESIÓN ATMOSFÉRICA.- También se le llama presión barométrica, por losaparatos que se usan para medirla (barómetros) y es aquella que se tiene en unlugar debida al peso de la atmósfera. Al nivel del mar, tiene un valor de 1.033 Kg/cm2 (en condiciones normales) o 760 mm. columna de mercurio, equivalente a 10.33 m.columna de agua (m.c.a.).

PRESIÓN MANOMÉTRICA.- Es la presión que se tiene en una superficie, sinconsiderar la presión atmosférica y por ello suele llamársele presión relativa. En lapráctica, cuando se omite el tipo de presión, significa que se trata de presiónmanométrica.

PRESIÓN ABSOLUTA.- Es la suma de la presión atmosférica más la presiónmanométrica. Se mide arriba del cero absoluto y puede estar arriba o abajo de lapresión atmosférica.

Para una mejor comprensión de los conceptos de presión, ver la figura 1.2.

Figura 1.2. PRESIONES: Términos empleados.

Cualquier presión arriba de la atmosférica

PresiónmanométricaPresión absoluta=

presión manométrica

Presión atmosférica

(Variable con la altitud y clima)

Cualquier presión debajo de la

Presiónabsoluta

Presión

Cero de presión absoluta (vacio

Vacio(una presión mano-métrica negativa)

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Los métodos de medición de presión más usuales son:

A.- COLUMNAS DE LÍQUIDOSPiezómetroTubo "U".

B.- DEFORMACIÓN DE MATERIAL ELÁSTICO.Tubo de Bourdon. Manómetro)Membrana.Fuelle.

El método más usual para medir la presión de descarga en los equipos de bombeo,es a través del manómetro.

Por ser el manómetro el instrumento mas utilizado para medir la presión, se anotaránalgunas recomendaciones para la selección de ellos:

a) Uno de los primeros aspectos que debe considerarse para la selección de unmanómetro, se refiere a su precisión.

Partiendo del principio de que toda medición debe ser confiable, losmanómetros utilizados deben presentar buena precisión.

Los manómetros comunes tienen una precisión de ±1.0 % de la plenaescala.

Los manómetros especiales (de precisión) tienen una precisión de hasta 0.25% de la plena escala.

b) El problema de fatiga del elemento sensible también debe tenerse en cuentaen la selección del manómetro.

Para evitar ese problema se recomienda:

Para presiones intermitentes, el manómetro debe trabajar a 2/3 de la plenaescala y con amortiguador de pulsaciones.

Para presiones no intermitentes, el manómetro debe trabajar a 3/4 de laplena escala.

En aplicaciones prácticas, se adopta como norma que el rango ideal de medición se sitúa entre 35 % y 75 % de la plena escala.

c) Otro punto que debe ser considerado se refiere al diámetro del manómetro.

Como este será “leído", cuanto más grande sea el visor, más correcta serála lectura.

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d) Se recomienda que para efectuar mediciones con fines de diagnóstico, utilizarmanómetros con amortiguador de pulsaciones a base de glicerina y de buenacalidad, los cuales deben ser verificados en su exactitud con balanza de pesosmuertos, antes de ser empleados.

Se estima que la vida útil de estos manómetros es del orden de las 100 a 120mediciones puntuales; en caso de que se requiera seguir usándose despuésde rebasar este número de mediciones, deberá verificarse su exactitud con labalanza de pesos muertos.

Cuando aparezca alguna deformación: en la aguja del aparato, por mínimaque esta sea, éste deberá desecharse.

UNIDADES

La presión se expresa en unidades de fuerza entre unidades de superficie o bien enmetros columna de agua.

Por razones de carácter práctico, en la selección y operación de equipos de bombeo,se prefiere expresar la presión de descarga en metros columna de agua (m.c.a.) osus equivalencias:

1 kg/cm2 = 10.00 m. columna de agua = 1 atm. métrica

0.1 kg/cm2 = 1.00 m. columna de agua = 3.28 pies

1 kg/ cm2 = 14.223 lb/ pulg2 = 32.808 pies

1.3.NIVELES DE BOMBEO

NIVEL ESTÁTICO.- Es el nivel del agua en el pozo cuando no se esta bombeando, yes la distancia vertical medida a partir del brocal del pozo, hasta el espejo del agua.

NIVEL DINAMICO.- El nivel estático del agua, en cualquier pozo se abate durante elproceso de bombeo hasta que se establece el equilibrio hidráulico entre la cantidadde agua que se extrae y la capacidad de producción del pozo. En este momentoqueda determinado el nivel dinámico del pozo y se mide a partir del brocal hasta elespejo del agua. Ver figura 1.3.

La determinación del nivel dinámico es de fundamental importancia en la seleccióndel equipo de bombeo, ya que en función de este nivel se determina la longitud decolumna y es parte importante de la carga de bombeo y su medición periódica nosindica el comportamiento del acuífero.

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Existen dos métodos para verificar el abatimiento durante el bombeo, siendo estos lasonda eléctrica y la sonda neumática, los cuales se describen a continuación:

SONDA ELÉCTRICA.- En esencia, este dispositivo consiste de dos alambres (o deun alambre billar) con forro de goma o plástico; una fuente de energía eléctrica

(baterías); un timbre de alarma tipo casero o un amperímetro. El circuito eléctrico seforma por: la batería, el timbre o amperímetro, el alambre que baja al pozo, elalambre que sube del pozo y que conectándolo con la batería completa el circuito.Ver figura 1.4. Los dos alambres se proveen de puntas desnudas en sus extremoscon cinta aislante o hilo para que las citadas puntas estén sin tocarse.

Para que los alambres al bajarlos al pozo conserven su posición recta, se amarra asu extremo un objeto pesado (lima vieja o fierro plano).

Mientras bajan los alambres al pozo se observa el amperímetro o el timbre y almomento en que dicho amperímetro marque corriente o suene el timbre, es cuandolas dos puntas desnudas inferiores tocan la superficie del espejo cerrando la mismaagua el circuito.

El largo del alambre desde su extremo inferior hasta el centro de la descarga indicaentonces la profundidad del espejo del agua en el pozo.

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Figura 1.3. Niveles de bombeo.

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Figura 1.4. Medición de niveles con sonda eléctrica.

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SONDA NEUMÁTICA.- Este dispositivo consiste de un manómetro, una bomba deaire como las usadas para las llantas de automóvil y la cantidad necesaria de tubogalvanizado de 6.35 mm. (`1/4") de diámetro. Ver figura 1.5.

El tubo galvanizado de 1/4" se coloca en el pozo convenientemente antes de asentar

la bomba sobre su cimiento, y su largo debe ser por lo menos el mismo de lacolumna más el largo del cuerpo de tazones. Su extremo inferior no debe estar a laprofundidad o cerca del colador, porque las mediciones quedarían afectadas por laturbulencia del agua, provocada por la formación del cono de succión, cuando elequipo está en operación.

Se debe tener cuidado de medir el largo total exacto del tubo, desde su extremoinferior hasta algún punto fijo del cabezal de descarga, por ejemplo hasta el centrodel orificio de descarga.

Los cabezales de descarga, generalmente, vienen provistos de un agujero por el quese puede pasar el referido tubo, que se fija adecuadamente con una abrazadera paraafianzarlo en su posición.

Al extremo superior del tubo se conecta, de la manera indicada en la figura 1.5, elmanómetro y la bomba de aire. Estas últimas conexiones deben quedarabsolutamente herméticas.

Al aplicar el aire con la bomba manual, la presión del manómetro subirá hasta que elagua acumulada en el tubo colgado del pozo sea expulsada. Desde ese momento, lapresión indicada en el manómetro permanece constante, aun cuando se aplique masaire con la bomba manual. Esa presión máxima que indica el manómetro,evidentemente, es equivalente a la presión que ejercía la columna de agua que antesllenaba el tubo y el largo de esa columna de agua es equivalente al tramo sumergidodel tubo de medición. La presión indicada por el manómetro después de convertirlaen metros columna de agua, se le resta a la longitud conocida del tubo de medición yel resultado nos indicará la parte superior del tubo que no esta sumergido. Esto es, elnivel del espejo del agua.

Para mejor entendimiento se analizará el siguiente ejemplo: Supóngase(refiriéndonos a la figura 1.5) un largo total conocido "L" desde el extremo inferior deltubo hasta el centro del manómetro de 60.00 m.

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Figura 1.5. Medición de niveles con sonda neumática:

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La altura del centro del manómetro a la parte superior del brocal del pozo, quellamaremos T", tiene una altura de 0.30 m.

Con el equipo de bombeo parado, se comienza a inyectar aire a la tubería demedición con la bomba manual y resulta que el manómetro marca finalmente una

presión constante de 2.45 kg/cm

2

. Esta presión equivale a 24.50 m.c.a. que es ellargo equivalente "A" de la columna de agua dentro del tubo de medicióncompensada en su efecto de presión por la presión del aire.

Por consiguiente, la distancia desde el centro del manómetro hasta el nivel estáticodel agua en el pozo “B" es igual a “L" menos "A", o sea 60.00 m. menos 24.50 m.igual a 35.50 m. y referida al brocal del pozo, resulta de 35.20 m, que es la diferenciade "B" menos "E".

Ahora se pone a funcionar el equipo de bombeo, se le deja trabajando un tiemporazonable (alrededor de 30 a 45 min.), hasta estar seguro de que se ha establecidodefinitivamente el nivel abatido o dinámico en el pozo y se hace la segunda medición,inyectando aire a la tubería de medición con la bomba manual. El manómetro indica,en esta ocasión, una presión constante final de 1.93 kg/ cm2, que equivale a 19.30m.c.a. que es el largo equivalente “C” de la columna de agua dentro del tubo demedición compensada en su efecto de presión por la presión del aire.

Por lo tanto, la distancia “D” desde el centro del manómetro hasta el nivel abatido odinámico es igual a "L” menos "C", o sea 60.00 m. menos 19.30 m. igual a 40.70 m.y si a esta cantidad se le resta la altura “E", resulta 40.40 m., que es la longitud delnivel dinámico referido al brocal del pozo.

El descenso del nivel durante el bombeo ha sido pues, "D” menos "B", o sea 40.70m. menos 35.50 m. igual a 5.20 m. A este largo se le denomina receso o mascomúnmente "abatimiento".

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2.MEDICIONES ELÉCTRICAS

2.1.TENSIÓN

La ciencia eléctrica moderna trata del estudio de la generación, transmisión y

aprovechamiento de la energía eléctrica, que aunque se conocen sus efectos, uso yforma de producirla, no se ha llegado hasta la fecha a encontrar una definición clarade lo que es la electricidad y únicamente se ha aceptado decir que es un fluido. Unosautores la definen como una forma de energía que se manifiesta por fenómenosmecánicos, luminosos, térmicos y químicos. La electricidad según su estado, puedeser estática o en movimiento; la primera recibe el nombre de electrostática y lasegunda el de corriente eléctrica. En estas notas trataremos solamente con estaúltima.

La corriente eléctrica en atención al valor y sentido de la tensión con que circula,puede ser continua o alterna; la primera es aquella en que el valor y sentido de latensión con que circula la corriente son constantes y la segunda, es aquella en que elvalor y sentido de la tensión de circulación de la corriente son variables con respectoal tiempo. Generalmente, esta última forma de energía eléctrica es la que se utilizaen la alimentación a los motores que operan los equipos de bombeo, en los sistemasde agua potable, en su modalidad de tres fases.

Para tener un concepto mas claro de los términos que se usan en electricidad,vamos a comparar a la corriente eléctrica con una corriente de agua que fluye poruna tubería, y así tenemos:

En hidráulica, el conductor es el tubo que presenta una determinada resistencia alpaso del agua, la cantidad de esta se mide en litros o metros cúbicos que fluyen porsegundo y recibe el nombre de gasto, el cual necesita de una determinada fuerzaque lo haga circular y esta viene a ser la tensión o presión del flujo generado.

Similarmente, en la corriente eléctrica, en lugar de tubo tenemos el alambre comoconductor, que igualmente presenta una resistencia que se mide en ohms; lacantidad de electricidad o intensidad de corriente que fluye por él en un segundo,recibe el nombre coulomb, lo que en lugar de llamar "coulomb por segundo" se ledenomina ampere. La tensión que los ampere necesitan para fluir por el conductorcomo el agua por la tubería, se le denomina volt, o sea que el voltaje, es la tensióncon que circulan los ampere a través del conductor.

Tratándose de una tubería de agua, se observa que a mayor diámetro del tubo,menor es la resistencia que presenta al paso del agua; en la misma forma tratándosede corriente eléctrica, mientras mayor es la sección del conductor, menor es laresistencia que presenta al paso de la corriente; esto quiere decir que la resistenciaque presenta un conductor al paso de la corriente eléctrica, es inversamenteproporcional a su sección.

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Particularizando, la tensión es la cantidad de volts de un aparato o sistema eléctrico.Se le conoce también, como la fuerza electromotriz de una corriente o la diferenciade potencial en las terminales de un conductor o de un circuito.

La medición de este parámetro se realiza por medio de un voltímetro. Los mas

utilizados son los multímetros y los voltamperímetros de gancho, que soninstrumentos muy sencillos de operar.

Los multímetros cuentan con las siguientes escalas de medición:

VOLTS CORRIENTE ALTERNA: 0 - 30 VOLTS0- 150 “0- 300 “0- 750 “

VOLTS CORRIENTE DIRECTA: 0-3 VOLTS0 – 30 “0- 150 “0 - 300 “

AMPERES CORRIENTE ALTERNA: 0-0.5 A0- 2.5 A0-10 A

AMPERES CORRIENTE DIRECTA: 0 - 10 mícroA0 – 15 “0 – 150 “0 - 1.5 miliA

0 - 150 “

OHMS DE RESISTENCIA: 0- 5 OHMS0 –50 “0-500 “0-50000 “

El número y rango de las escalas cambian con las diferentes marcas que existen enel mercado.

Los voltamperímetros de gancho, que son los instrumentos mas usados por suversatilidad y robustez, cuentan con las siguientes escalas de medida:

VOLTS CORRIENTE ALTERNA: 0-150 VOLTS0-300 “0-750 “

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AMPERES CORRIENTE ALTERNA: 0- 10 A0-30 A0-100 A0-300 A0-1000 A

OHMS DE RESISTENCIA: 0- 1000 OHMS

El número y rango de las escalas cambian con las diferentes marcas que existen enel mercado.

Los voltajes más comunes con que se alimentan los motores, en cualquier sistemade agua potable y alcantarillado son:

MONOFÁSICOS: 127 VOLTS, 220 VOLTS

TRIFÁSICOS: 220 VOLTS, 440 VOLTS, 480 VOLTS

En algunos sistemas, se encuentran instalados motores de media tensión, esto es,sus valores de alimentación son de 2300, 4160 y 6600 Volts. En estos casos NUNCASE DEBE MEDIR DIRECTAMENTE ningún parámetro eléctrico (volts, amperes) enlas terminales de los motores. Su medición debe hacerse a través de los tableros decontrol que, generalmente, cuentan con instrumentos apropiados para este fin.

Asimismo, JAMAS SE DEBEN HACER MEDICIONES EN LAS TERMINALES DELOS TRANSFORMADORES.

UNIDADES

Volts

KV = 1000 Volts

2.2.CORRIENTE

En una instalación eléctrica, es muy importante conocer la corriente que consumecada equipo, ya que con estos valores se selecciona el calibre adecuado de losconductores por donde circulará la corriente, pues a mayor valor de esta, mayor seráel calibre del conductor que se usará. Asimismo, con el valor de la corriente, seseleccionan los elementos de control y protección de los equipos.

La corriente o intensidad de corriente, cuya unidad de medida es el ampere, es unparámetro eléctrico que aparece en los circuitos por efecto de una carga conectada yque esta se encuentre en operación. Es decir, cualquier equipo (motor, alumbrado,resistencias calefactoras, etc.) que se encuentre funcionando consume una corriente,que depende del tamaño de su potencia en watts y del voltaje de alimentación. En un

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motor, mientras mayor sea su potencia, la corriente que demanda será mayor y amayor voltaje de alimentación la corriente disminuye.

Como ejemplo, podemos suponer un motor eléctrico de 37300 watts (50 Hp) depotencia nominal, alimentado a 220 Volts, trifásico. La corriente que demandaría este

motor esta dado por la fórmula:P=1.732 x V x fp

donde:

P = Potencia del motor, en Watts

1.732 = Factor para sistemas trifásicos

V = Voltaje de alimentación entre fases, en Volts

I = Corriente, en Amperes

fp = Factor de potencia

Suponiendo un valor de “fp” de 0.85, se tiene:

P= 1.732 x V x l x 0.85

De donde:

85.0732.1 xVx

P I =

Amps x x

I 16.11585.0220732.1

37300==

Si el voltaje de alimentación se cambia a 440 Volts, la corriente demandada siminuiráinversamente proporcional a este valor, es decir:

Amps x x

I 58.5785.0440732.1

37300==

Si del ejemplo anterior, se cambia el motor por otro de 74600 Watts (100 Hp), lascorrientes resultantes en ambos voltajes seria:

Amps x x

I 32.23085.0220732.1

74600==

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Amps x x

I 16.11585.0440732.1

74600==

El mismo criterio es aplicable en otros equipos, como pueden ser las lámparas paraalumbrado, las resistencias calefactoras, las máquinas eléctricas de soldar, etc. La

única diferencia para un sistema monofásico seria eliminar el factor 1.732.

Como se observa, los amperes pueden ser fácilmente determinados conociendo loswatts nominales del equipo y el voltaje de alimentación del mismo, por medio de uncálculo sencillo como se acaba de ver.

Por otra parte, en la mayoría de los casos, los Watts o Hp nominales de un motorinstalado no corresponden a los Watts o Hp de la carga que están moviendo. Esdecir, si una bomba demanda al motor eléctrico una potencia determinada, éste se laproporcionará aun cuando su potencia nominal no sea la misma de la bomba.

Es frecuente encontrar equipos de bombeo con motores de capacidad sobrada paralas condiciones de potencia que requiere la bomba, por lo que el motor no estaráentregando toda la potencia para la cual fue diseñado. El caso contrario, potenciareducida del motor contra potencia alta demandada, no es muy frecuenteencontrarlo, pero definitivamente si existe, con los problemas que esto trae consigo,como es calentamiento excesivo del equipo motriz que reduce considerablemente suvida útil.

En estas situaciones, que son la realidad en los sistemas de agua potable yalcantarillado, la determinación de los amperes debe hacerse efectuando medicionesdirectas en las instalaciones eléctricas. Para lograr esto nos auxiliamos de un

voltamperímetro de gancho similar al descrito, en cuanto a escalas, en el apartadoanterior.

Con los valores de medición obtenidos directamente con el voltamperímetro, sepueden estimar las condiciones reales de trabajo del motor, aplicando la fórmula dela potencia descrita líneas arriba.

UNIDADES

Amperes

KA = 1000 Amperes

2.3.FACTOR DE POTENCIA

El estudio del factor de potencia, su causa, fundamentos y teoría se tratará mas afondo, dentro de este trabajo, en el siguiente capítulo; por lo que en esta sección,únicamente veremos la forma de medirlo de una manera práctica.

R



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21

Los métodos mas comúnmente usados para medir el factor de potencia se describena continuación.

A.- POR CONSUMO MENSUAL DE ENERGÍA

El factor de potencia de cualquier instalación industrial suele sufrir variaciones cuyaintensidad depende de los equipos instalados en la misma y de los horarios detrabajo. Por consiguiente, es preciso que en cada caso en particular, se determineclaramente bajo que condiciones es conveniente medirlo.

Cuando la carga alimentada no este sujeta a grandes alteraciones durante las horasde trabajo, puede ser práctico medir el factor de potencia medio, definido por laexpresión:

22

)()( KVARhKWh

KWh fp

+

=

donde:

KWh = Kílowatts-hora consumidos durante un mes

KVARh = Kilovares-hora consumidos durante un mes

Las magnitudes KWh y KVARh, generalmente, aparecen especificadas en los recibosmensuales de la Comisión Federal de Electricidad. Dichos recibos especificandirectamente el factor de potencia medio, en el periodo de medición.

La utilización de este método es el mas confiable, ya que se toma en cuenta elcomportamiento del consumo de energía eléctrica en un periodo de un mes. Ademásno se requiere del uso de ningún instrumento, cuya adquisición podría representar unalto costo.

B.- UTILIZANDO UN FACTORÍMETRO

En este caso la medición del factor de potencia es en forma directa, empleando unfactorímetro de gancho.

La capacidad del instrumento utilizado para efectuar la medición, depende de lapotencia máxima instalada, por medir.

Para instalaciones en pozos profundos, se recomienda utilizar instrumentos queabarquen los siguientes rangos:

VOLTAJE : 100 a 600 VOLTS

R



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22

FRECUENCIA: 50 a 60 Hz

CORRIENTE MAX.: 500 AMPS

CORRIENTE MIN.: 3 AMPS

Este método presenta la desventaja de que la medición obtenida es instantánea y norefleja las variaciones de carga que normalmente ocurren durante un mes.

UNIDADES

SIN UNIDADES

R



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3.FACTOR DE POTENCIA

¿QUE CAUSA EL BAJO FACTOR DE POTENCIA?

El bajo factor de potencia se debe a:

Operación de motores de inducción de capacidad sobrada con respecto a lacarga real

Utilización de lámparas fluorescentes Uso de rectificadores Operación de unidades de aire acondicionado Operación de hornos de inducción

EFECTOS QUE CAUSA EL BAJO FACTOR DE POTENCIA.

Sobrecarga de los cables y transformadores Aumento de las pérdidas en el cobre Reducción en el nivel del voltaje Iluminación reducida en el alumbrado Aumento en los costos de energía

RAZONES PRINCIPALES PARA MEJORAR EL FACTOR DE POTENCIA

Incrementar la capacidad de carga en:

TransformadoresLíneas de transmisión y distribución eléctrica

Reducir pérdidas por efecto Joule (calentamiento), en los sistemas de:

GeneraciónTransmisiónDistribución

Evitar el sobrecargo económico por bajo factor de potencia que determina laComisión Federal de Electricidad.

Elevar el nivel de voltaje en los sistemas de:

GeneraciónTransmisiónDistribuciónCentros de consumo

R



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3.1.FUNDAMENTOS Y CORRECCIÓN

A.- CORRIENTES ACTIVAS Y CORRIENTES REACTIVAS

En las redes eléctricas de corriente alterna, pueden distinguirse dos tipos

fundamentales de cargas: cargas óhmicas o resistivas y cargas reactivas.Las cargas óhmicas toman corrientes que se encuentran en fase con el voltajeaplicado a las mismas. Debido a esta circunstancia, la energía eléctrica queconsumen se transforma íntegramente en trabajo mecánico, en calor o en cualquierotra forma de energía no retornable directamente a la red eléctrica. Este tipo decorrientes se conocen como corrientes activas.

Las cargas reactivas ideales toman corrientes que se encuentran defasadas 90° conrespecto al voltaje aplicado y por consiguiente, la energía eléctrica que llega a lasmismas no se consume en ellas, sino que se almacena en forma de un campo

eléctrico o magnético, durante un corto periodo de tiempo (un cuarto de ciclo) y sedevuelve a la red en un tiempo idéntico al que tardó en almacenarse. Este procesose repite periódicamente, siguiendo las oscilaciones del voltaje aplicado a la carga.Las corrientes de este tipo se conocen como corrientes reactivas.

Una carga real siempre puede considerarse como compuesta por una partepuramente resistiva, dispuesta en paralelo con otra parte reactiva ideal. En cargastales como las ocasionadas por lámparas incandescentes y aparatos de calefacción,la parte de carga reactiva puede considerarse como prácticamente nula,especialmente a las bajas frecuencias que son normales en las redes eléctricasindustriales (50 o 60 Hz.); son cargas eminentemente resístivas y por consiguiente,las corrientes que toman son prácticamente corrientes activas. Sin embargo, en lascargas representadas por líneas de transmisión y distribución, transformadores,lámparas fluorescentes, motores eléctricos, equipos de soldadura eléctrica, hornosde inducción, bobinas de reactancia, etc., la parte reactiva de la carga suele ser deuna magnitud comparable a la de la parte puramente resistiva.

En estos casos, además de la corriente activa necesaria para producir el trabajo, elcalor o la función deseada, la carga también toma una parte adicional de corrientereactiva, comparable en magnitud a la corriente activa. Esta corriente reactiva, si bienes indispensable, principalmente para energizar los circuitos magnéticos de losequipos mencionados anteriormente, representa una carga adicional de corrientepara el cableado de las instalaciones industriales, los transformadores de potencia,las líneas eléctricas e incluso los generadores.

En el caso particular de las instalaciones industriales, la corriente reactiva total,necesaria para energizar todos los circuitos magnéticos de la maquinaria eléctrica deuna planta, suele ser de carácter inductivo; es decir, esta corriente se encuentradefasada 90° en atraso con respecto al voltaje. En la figura 3.1 se representa, de unaforma esquemática, la alimentación de energía eléctrica de una planta industrial, a

R



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partir de un generador "G" y una línea transmisión que empieza y acaba en unostransformadores de potencia. La carga total de la planta se ha descompuesto en suparte resistiva "R" y su parte reactiva, de tipo inductivo "XL".

Figura 3.1. Esquema de alimentación eléctr ica de una planta industr ial.

En dicha figura “I A” representa la corriente activa, “IL” la corriente reactiva, de tipoinductivo e 'I' (definida sin subíndice) la corriente total consumida por la planta. En lafigura 3.2 se representan estas magnitudes junto con el voltaje, tanto en formavectorial como en forma de ondas senoidales.

Figura 3.2. Magnitud y vol taje.

B.- FACTOR DE POTENCIA

Al coseno del ángulo θ, que forma la corriente activa I A con la corriente totalresultante I, se le llama factor de potencia, debido a que representa la relación

existente entre la potencia real consumida I A x V = W, 0 potencia activa y la potenciaaparente I x V = Wo, que llega a la planta. Es decir:

W = Wo X cosθ

En la práctica, suele multiplicarse por cien el factor coso, quedando medido el factorde potencia en tanto por ciento: Porcentaje de potencia real consumida, con relacióna la potencia aparente.

R



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En la figura 3.2 puede verse claramente que cuanto mayor sea la corriente reactivaIL, mayor será el ángulo θ y por consiguiente, mas bajo el factor de potencia. Esdecir, que un bajo factor de potencia en una instalación industrial, implica un,consumo alto de corrientes reactivas y por tanto, un riesgo de incurrir en pérdidas

excesivas y sobrecargas en los equipos eléctricos y líneas de transmisión ydistribución. Bajo el punto de vista económico, esto puede traducirse en la necesidadde cables de energía de mayor calibre y por consiguiente mas caros, e incluso en lanecesidad de invertir en nuevos equipos de generación y transformación si lapotencia demandada llega a sobrepasar la capacidad de los equipos ya existentes.

Existe además otro factor económico muy importante: Es la penalidad pagadamensualmente a la Comisión Federal de Electricidad por causa de un bajo factor depotencia.

En el Diario Oficial de la Federación de fecha 10 de Noviembre de 1991 se publica el

Acuerdo que autoriza el ajuste y reestructuración de la tarifa para suministro y ventade energía eléctrica, en el cual, en el resolutivo DÉCIMO SEGUNDO se especifica losiguiente:

“El usuario procurará mantener un factor de potencia (FP) tan aproximado a 100 %(ciento por ciento) como le sea posible, pero en el caso de que su factor de potenciadurante cualquier periodo de facturación tenga un promedio menor de 90 % (noventapor ciento) atrasado, determinado por métodos aprobados por la Secretaria deComercio y Fomento Industrial, el suministrador tendrá derecho a cobrar al usuario lacantidad que resulte de aplicar al monto de la facturación el porcentaje de recargoque se determine según la fórmula que se señala. En el caso de que el factor depotencia tenga un valor igual o superior de 90 % (noventa por ciento), elsuministrador tendrá la obligación de bonificar al usuario la cantidad que resulte deaplicar a la factura el porcentaje de bonificación según la fórmula que también seseñala.

FORMULA DE RECARGO:

Porcentaje de Recargo = 3/5 x ((90 / FP) - 1) x 100

FP menor que 90 %

FORMULA DE BONIFICACIÓN:

Porcentaje de Bonificación = 1/4 x (1 - (90/FP)) x 100

FP mayor o igual a 90 %

donde el FP, es el factor de potencia expresado en por ciento

R



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Los valores resultantes de la aplicación de estas fórmulas se redondearán a un solodecimal, por defecto o por exceso, según sea o no menor que 5 (cinco) el segundodecimal. En ningún caso se aplicarán porcentajes de recargo superiores a 120 %(ciento veinte por ciento), ni porcentajes de bonificación superiores a 2.5 % (dospunto cinco por ciento). "

Resumiendo los conceptos anteriores, se puede decir que la forma mas fácil detraducir el factor de potencia como un efecto simple, es el basado en el hecho de quela corriente requerida por los motores de inducción, transformadores, lámparasfluorescentes, hornos de calentamiento por inducción, máquinas soldadoras, etc.,pueden separarse en dos clases de corrientes; corriente productora de energía ycorriente magnetizante.

La corriente productora de energía o corriente de trabajo es la que se convierte enútil como un movimiento giratorio; tal como un torno o accionando una bomba paraagua. La unidad de medición de energía producida es el KILOWATT (KW) (Potenciaactiva).

La corriente magnetizante conocida también como carente de Watts, reactiva ocorriente sin trabajo es la que se requiere para producir el flujo necesario para laoperación de dispositivos de inducción. Sin corriente magnetizante, la energía nopodría fluir a través del núcleo de un transformador o a través del espacio de aire deun motor de inducción. La unidad de medición de energía producida por la corrientemagnetizante es el KILOVAR (KVAR) (Potencia reactiva).

La corriente total es la que se forma de la suma geométrica de la corrientemagnetizante y la que produce energía. La unidad de medición de la corriente totales el KILOVOLTAMPERE (KVA) (Potencia aparente).

La mayoría de los sistemas de energía de corriente alterna, requieren tanto losKilowatts como los Kilovars.

C.- CORRECCIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA

Una forma sencilla y económica de resolver los inconvenientes de operar con un bajofactor de potencia y de obtener un ahorro considerable, en la mayoría de los casos,es el instalar capacitores de potencia, ya sea en alta o en baja tensión.

Los capacitores de potencia conectados en paralelo a un equipo especial o a la cargaque supone una instalación industrial completa, representan una carga reactiva decarácter capacitivo, que toma corrientes defasadas 90°, adelantada con respecto alvoltaje. Estas corrientes, al hallarse en oposición de fase con respecto a lascorrientes reactivas de tipo inductivo, tienen por efecto el reducir la corriente reactivatotal que consume la instalación eléctrica en cuestión.

R



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La figura 3.3 muestra la misma planta industrial representada en la figura 3.1, perocon un banco de capacitores de potencia, de reactancia XC, instalado en paralelo conla carga global de la planta.

Figura 3.3. Alimentación eléctrica de una planta industrial con capacitores depotencia.

En la figura 3.4 vuelve a representarse el voltaje y las corrientes en su forma vectorialy senoidal, mostrándose la corriente reactiva capacitiva Ic, la nueva corriente reactivaresultante I’L que en la figura sigue siendo de tipo inductivo y la nueva corriente totall', resultante en la línea de alimentación. Puede verse como IL y por tanto, también I,se han reducido considerablemente.

Físicamente no se ha anulado la corriente capacitiva Ic, ni tampoco la parteequivalente IL - I’L de corriente inductiva. Lo que ocurre es que ahora, la corriente IL –I’L =IC fluye del banco de capacitores, en lugar de provenir de la línea; es decir,existe un flujo local de corriente entre los capacitores y la carga X L,

De la figura 3.4 se desprende que variando la carga capacitiva instalada XC (o lo quees lo mismo, la potencia del banco de capacitores), el ángulo θ, convertido θ', puedereducirse tanto como se quiera y por consiguiente, el factor de potencia puedeaproximarse al valor de 100 %, tanto como sea conveniente.

Figura 3.4. Corr iente reactiva y total de línea resultante al instalar un banco decapacitares de potencia.

En la práctica, cuando se resuelven casos de bajo factor de potencia, suele operarsecon consumos de potencia mas bien que de corrientes. El producto del voltaje deoperación, medido en kilovolts, por las corrientes I A e I, medidas en amperes,determina la potencia consumida en kilowatts y en KVA, respectivamente (incluyendo

R



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el factor 1.732, cuando se trata de corrientes trifásicas). Por definición, el productodel voltaje de operación, en kilovolts, por la corriente reactiva, en amperes, determinala llamada potencia reactiva, medida en KVAR.

En la figura 3.5 se muestra el paso del triángulo de corrientes al conocido triángulo

de potencias, más usado en la práctica. Ambos triángulos son semejantes, puestoque el segundo se obtiene de multiplicar por un mismo número las magnitudes queforman los tres lados del primero. El subíndice L que aparece en la magnitud KVAR,indica que se trata de una potencia reactiva de tipo inductivo.

Figura 3.5. Paso del triangulo de corrientes al triangulo de potencias, paracorrientes trifasicas balanceadas.

En la figura 3.6, puede verse como añadiendo potencia reactiva de tipo capacitivo(KVAR)c, proporcionada por un banco de capacitores de potencia conectado enparalelo, el factor de potencia puede acercarse al valor de 100 %, tanto como sequiera.

Figura 3.6. Corrección del factor de potencia, añadiendo potencia reactivaproporcionada por un banco de capacitares de potencia.

Conociendo la potencia activa KW (medida en kilowatts) que se consume en unainstalación industrial y el coseno θ (factor de potencia) a que se opera, es fácildeterminar la potencia en KVAR, del banco de capacitores que es necesario instalarpara aumentar el factor de potencia a un nuevo valor coseno θ, deseado.

En efecto, de la figura 3.7 se deduce la expresión:

KVARC = KW(tgθ, - tgθ2)

Los valores de tgθ, y tgθ2 se determinan a partir de los valores de coseno θ1 ycoseno θ2, respectivamente, por medio de tablas trigonométricas.

R



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DETERMINACION DE LOS KVAR PARA CORREGIR EL FACTOR DE POTENCIA

METODO ANALITICO

Figura 3.7. Método analítico para corrección del factor de potencia.

De la figura:

1= Angulo de desfasamiento original.

2= Angulo de desfasamiento corregido.

KW = Potencia activa.

KVA = Potencia aparente.

KVAR = Potencia reactiva

KVARc = Potencia reactiva correctiva o potencia capacitiva.

KW = KVA * cos 1

KW = KVA * F.p.________________________ (1)

KVA = (KW)2 + (KVAR)2 ________________ (2)

KVAR = KW * tg 1 ______________________ (3)

KVARc = KW ( tg 1 – tg 2 ) _____________ (4)

Potenciareactivaoriginal

θ2θ1

KW

KVAR-

KVARc

KVAR

Pot.Reactiva

Necesaria

KVA

R



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Tabla 3.1. Determinación de los Kvar para corregir el bajo factor de potencia.M E T O D O P R A C T I C O

FACTOR DE POTENCIA DESEADO EN PORCENTAJE

84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100

50 1.086 1.112 1.139 1.165 1.192 1.220 1.248 1.276 1.306 1.337 1.369 1.403 1.442 1.481 1.529 1.590 1.732

F

A 51 1.041 1.067 1.094 1.120 1.147 1.175 1.203 1.231 1.261 1.292 1.324 1.358 1.395 1.436 1.484 1.544 1.687

C 52 .997 1.023 1.050 1.076 1.103 1.131 1.159 1.187 1.217 1.248 1.280 1.314 1.351 1.392 1.440 1.500 1.643T 53 .954 .980 1.007 1.033 1.060 1.088 1.116 1.144 1.174 1.205 1.237 1.271 1.308 1.349 1.397 1.457 1.600

0 54 .913 .939 .966 992 1.019 1.047 1.075 1.103 1.133 1.164 1.196 1.230 1.267 1.308 1.356 1.416 1.559

R 55 .873 .899 926 .952 .979 1.007 1.035 1.063 1.090 1.124 1.156 1.190 1.228 1.268 1.316 1.377 1.519

56 .834 .860 .887 .913 .940 .968 .996 1.024 1.051 1.085 1.117 1.151 1.189 1.229 1.277 1.338 1.480

D 57 .796 .822 .849 .875 .902 .930 .958 .986 1.013 1.047 1.079 1.113 1.151 1.191 1.239 1.300 1.442

E 58 .759 .785 .812 .838 .865 .893 .921 .949 .976 1.010 1.042 1.076 1.114 1.154 1.202 1.263 1.405

59 .722 .748 .775 .801 .828 .856 .884 .912 .939 .973 1.005 1.039 1.077 1.117 1.165 1.226 1.368

60 .688 .714 .741 .767 .794 .822 .850 .878 905 .931 .971 1.005 1.043 1.083 1.131 1.192 1.334

P

O 61 .653 .679 .706 .732 .759 .787 .815 .843 .870 .904 .936 .970 1.008 1.048 1.096 1.157 1.299

T 62 .619 .645 .672 .698 .725 .753 .781 .809 .836 .870 .902 .936 .974 1.014 1.062 1.123 1.265

E 63 .587 .613 .640 .666 .693 .721 .749 .777 .804 .838 .870 .904 .942 .982 1.030 1.091 1.233

N 64 .554 .580 607 .633 .660 .688 .716 .744 .771 .805 .837 .871 .909 .949 .997 1.058 1.200C 65 .523 .549 .576 .602 .629 .657 .685 .713 .740 .774 .806 .840 .878 .918 .966 1.027 1.169

I

A 66 .492 .518 545 .571 598 .626 654 .682 .709 .743 .775 .809 .847 .887 .935 .996 1.138

67 .462 .488 .515 .541 .568 .596 .624 .652 679 .713 .745 .779 .817 .857 .905 .966 1.108

68 433 .459 .486 .512 .539 .567 .595 .623 .650 .684 .716 .750 .788 .828 .876 .937 1.079

O 69 403 .429 .456 .482 .509 .537 .565 .593 .620 .654 .686 .720 .758 .798 .840 .907 1.049

R 70 .374 .400 .421 .453 .480 .508 .536 .564 .591 .625 .657 .691 .729 .7ó9 811 .878 1.020

I

G 71 .346 .312 399 .425 .452 .480 .508 .536 563 .597 .629 .663 .701 .141 .783 .850 .992

I 72 .317 .343 .370 .396 .423 .451 479 .507 .534 .568 600 .634 .672 .712 .754 .821 .963

N 73 .290 .316 343 .369 .396 .424 452 .480 .507 .541 .573 .607 .645 .685 727 .794 .936

A 74 .263 .289 .316 .342 .369 .397 .425 .'453 .480 .514 .546 .580 .618 .658 .700 .767 .909

L 75 236 .262 .289 .315 342 .370 .398 .426 453 .487 .519 .553 .591 .631 .673 .740 .882

76 .209 .235 .262 .288 .315 .343 .371 .399 .426 .460 .492 .526 .564 .604 .652 .113 .855E 77 .183 .209 .236 .262 .289 .317 .345 .373 .400 .434 .466 .500 .538 .578 .620 .687 .829

N 78 .157 .183 .210 .236 .263 .291 .319 .347 .374 .408 .440 .474 .512 .552 .594 .661 .803

79 .130 .156 .183 .209 .236 .264 .292 .320 .347 .381 .413 .447 .485 .525 .567 .634 .776

80 104 .130 .157 .183 .210 .238 .266 .294 .321 .355 .387 .421 .459 .499 .541 .608 .750

P

O 81 078 .104 .131 .157 .184 .212 .240 .268 .295 .329 .361 .395 433 .473 .515 .582 .724

R 82 052 .018 .105 .131 .158 .186 .214 .242 .269 .303 .335 .369 407 .447 .489 .556 .698

C 83 026 .052 .079 .105 .132 .160 .188 .216 243 .277 .309 .343 .381 .421 .463 .530 .672

E 84 .026 053 .079 .106 .134 .162 .190 .217 .251 .283 .317 .355 .395 437 .504 .645

N 85 .027 .053 .080 .108 .136 .164 .191 .225 .257 .291 .329 .369 .417 .478 .620

T

A 86 .026 .053 .081 .109 .137 .167 .198 .230 .265 .301 .343 .390 .451 .593

J 87 .027 .055 .082 .111 .141 .172 .204 .238 .275 .317 .364 .425 .567

E 88 .028 056 .084 .114 .145 .177 .211 .248 .290 .337 .398 .540

89 .028 .056 .086 .117 .149 .183 .220 .262 .309 .370 .512

90 .028 .058 .089 .121 .155 .192 .234 .281 .342 .484

R



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32

Tabla 3.2. Recargo o bonificación a tarifas eléctricas por operar con bajo o altofactor de potencia

Fp Med. X Fp Req. X

% RECARGO OBONIFIC. DE LA

FACT.MENSUAL

CAPACITORESREQUE RIDO

(KVAR)

COSTOCAPACITOR ($)

COSTO DE FACT(N$)

RECARGO OBONIFIC. A LA

FACT. ($)

COSTOTOTAL

($)

RECUPERACION. (MESES)

RECARGO RECARGO

70.00 90.00 17.1429 53.60 11,631.20 16,818.16 2,883.11 19,701.27 4.03

71.00 90.00 16,0563 59.80 11,023.60 16,818.16 2,700.38 19,518.54 4.0872.00 90.00 15.0000 47.90 10,394.30 16,818.16 2,522.72 19,340.88 4.1273.00 90.00 13.9726 45.20 9,808.40 16,818,16 2,349.93 19,168.09 4.1774.00 90.00 12.9730 42.50 9,222.50 16,818.16 2,181.82 18,999.98 4.2375.00 90.00 12.0000 39.80 8,636.60 16,818.16 2,018018 18,836.34 4 2876.00 90.00 11.0526 37.10 8,050.70 16,818.16 1,858.85 18,677.01 4 3377.00 90.00 10.1299 34.50 7,486.50 16,818.16 1,703.66 18,521.82 4.3978.00 90.00 9.2308 31.90 6,922.30 16,818.16 1,552.45 18,370.61 4 4679.00 90.00 8.3544 29.20 6,336.40 16,818.16 1,405.06 18,223,22 4.5180.00 90.00 7.5000 26.68 5,772.20 16,818.16 1,261.36 18,079.52 4.58

81.00 90.00 6.6667 24.00 5,208.00 16,818.16 1,121.21 17,939.37 4 6482.00 90.00 5.8537 21.40 4,643.80 16,818.16 984.48 17,802.64 4 7283.00 90.00 5.0602 18.80 4,079.60 16,818.16 851.04 17,669.20 4 7984.00 90.00 4.2857 16.20 3,515.40 16,818.16 720.78 17,538.94 4.8885.00 90.00 3.5294 13.60 2,951.20 1,6,818 16 593.58 17,411.74 4.9786.00 90.00 2.7997 10.90 2,365.30 16,818.16 469.34 17,287.50 5.04

87.00 90.00 2.0690 8.20 1,779.40 16,818.16 347.96 17,166.12 5 1188.00 90.00 1.3636 5.60 1;215.20 16,818.16 229.34 17,047.50 5.3089.00 90.00 .6742 2.80 607.60 16,818.16 113.38 16,931.54 5.3690.00 90.00 0 00 00 16,818.16 00 16,818.16

BONIFICA. BONIFICA.90.00 0 16,818.16 00 16,818.1691.00 .2747 16,8!8.16 -46.20 16,771.9692.00 .5435 16,818.16 -91.40 16,726.7693.00 8065 16,818.16 -135.63 16,682.5394.00 1.0638 16,818.16 -178.92 16,639.2495.00 1.3158 16,818.16 -221.29 16,596.8796.00 1.5625 16,818.16 -262.78 16,555.3897.00 1.8041 16,818.16 -303.42 16,514.7498.00 2.0408 16,818.16 -343.23 16,474.9399.00 2.1727 16,818.16 -382.23 16,435.93100.00 2.5000 16,818.16 -420.45 16,397.71

SE CONSIDERO UNA CARGA DE 100 KW EN TARIFA 6 OPERANDO 24 HORAS DIRARIAS

R



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33

DIAGRAMA UNIFILAR TIPICO DE UNA INSTALACION INDUSTRIAL

Figura 3.8. Orden preferente de instalación de capacitares.

Por otra parte, los fabricantes de capacitores de potencia, han elaborados tablas, endonde los valores de la diferencia de tangentes (tgθ1 - tgθ2) aparecen tabulados, loque facilita aun más el cálculo de los KVAR capacitivos. En la siguiente hoja sepresenta una tabla de estas características para la determinación práctica de losKVAR capacitivos. Ver tabla 3.1.

Cuando en lugar de conocerse el consumo medio KW, en kilowatts, se conoce laenergía consumida durante un mes KWhr, en kilowatt-hora (este es el caso masfrecuente), puede calcularse la magnitud KW dividiendo los KWhr por las horastrabajadas durante el mes.

Complementando estas notas, se anexa una relación de recargos y bonificaciones alas tarifas eléctricas, donde se considera una carga de 100 KW, en tarifa 6, operando24 horas diarias. Ver tabla 3.2.

R



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34

EJEMPLO No. 1

En una instalación eléctrica de bombeo con pozo profundo se tiene instalada unapotencia de 150 KW, que opera con un factor de potencia de 79 % atrasado. Calcularla potencia del capacitor para corregir dicho factor hasta 93 %.

SOLUCIÓN:

Método Analítico

De la figura 3.7, utilizamos la fórmula (4)

KVARC = KW x (Tgθ1 – Tgθ2 )FP1= cosθ1 = 0.79 ; θ1 = cos

-1 0. 79 = 3 7.81°

tgθ1 = 0. 7761

FP2= cosθ1 = 0.93 ; θ2= cos-1 0.93= 21.57°

tg θ2= 0.3952

Sustituyendo en la fórmula:

KVARC = 150 x (0.7761 - 0.3952) = 57.14

Método Práctico

Con el dato del valor del factor de potencia original en por ciento, se entra en la tablaI en la columna de la izquierda, desplazándose hacía la derecha de la tabla hastaencontrar la columna del factor de potencia deseado en por ciento. El valor obtenidoen la columna del FP deseado se multiplica por los KW de carga del problema y elresultado son los KVAR de capacitores necesarios para elevar el FP de 79 % a 93 %en el problema que nos ocupa.

Así:

KVARC = KW x Valor de la tabla

KVARC = 150 x 0.381 = 57.15

R



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35

EJEMPLO No. 2

En una planta de bombeo, las lecturas de KWH y KVARH de los medidores deC.F.E., tomadas en el periodo del 31 de julio al 31 de Agosto de 1992, nos reportanlo siguiente:

Lect. 31 julio Lect. 31 Agosto

Kílowatthorímetro 1812.1 1955.2

Kilovarhorímetro 1153.6 1248.1

Constante de medición: 2000 Depende de la relación de transformación de los TP yTC)

Determinar los Kilowatt-hora consumidos, los Kilovar-hora y el factor de potencia dela instalación en el periodo considerado:

SOLUCIÓN:

KWH = (Dif. de Lect.) x (Const. de medición)

= (1955.2 - 1812.1) x 2000

= 286 200

KVARH = (Dif. de Lect.) x (Const. de medición)

= (1248.1 - 1153.6) x 2000

= 189 000

El factor de potencia será:

De la figura 3.7, utilizamos la fórmula 3

KVAR = KW x tgθ o también:

KVARH = KWH x tgθ despejando a tg θ nos queda:

6604.0286200

189000===

KW H

KVARH tgθ

= tg-1 0. 6604 = 3 3.44°

R



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36

FP = cosθ = cos 33.44° = 0.8345

= 83.45 %

EJEMPLO No. 3Del ejemplo No. 2 determinar:

A.- El cargo adicional a la facturación mensual por operar con el factor de potenciaobtenido, suponiendo que el suministro de energía eléctrica está contratado en latarifa O-M, en la región Sur del país.

B.- Los KVAR capacitivos necesarios para elevar el factor de potencia hasta 90 %, sila carga media en operación es de 442 KW.

SOLUCIÓN: A.- De la tarifa O-M

El cargo por kíiowatt de demanda máxima medida = N$ 23.086

CARGO DEM. MAX. = 442 x 23.086 = N$ 10,204.01

El cargo por kilowatt-hora de energía consumida = N$ 0.13565

CARGO ENERGÍA = 286,200 x 0.13565 = N$ 38,823.03

FACTURACIÓN = 10,204.01 + 38,823.03 =N$ 49,027.04

PORCENTAJE DE RECARGO = 3/5 x(( 90/FP - 1) x 100

= 3/5 x (90/83.45 - 1) x 1004.7 %

CARGO ADICIONAL = FACT. x PORC. DE RECARGO

= 49,027.04 x 0.047 = N$ 2,304.27

B.- Utilizando el método analítico:

KVARc = KW x (tg θ1 – tg θ2)

FP, = cosθ1 = 0.8345 ; θ1 = cos-1 0.8345 = 33.45°

tg θ1= 0.6603

R



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37

FP2= cosθ2 = 0-90 ; θ2 = cos-10. 9000 = 2 5.84°

tg θ2 = 0.4843

KVARc = 442 x (0.6603- 0.4843) = 77.79

R



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38

4.DETERMINACIÓN DE LA EFICIENCIA ELECTROMECÁNICA

La eficiencia electromecánica global de los equipos de bombeo instalados en lospozos (conjunto bomba-motor), está definida genéricamente de acuerdo a lasiguiente relación:

istradasueléctricaPotencia

sistemadelrequeridahidráulicaPotenciaTotal Efic

min

. =

La potencia hidráulica utilizada por la bomba es:

Potencia Hidráulica =76

QH

donde:

Potencia hidráulica dada en HP

Q = Gasto, en l.p.s

H = Carga de bombeo, en m.c.a

Para determinar la eficiencia global del conjunto bomba-motor, es necesario evaluarpreviamente las pérdidas por fricción en la columna, medir la presión a la descarga,determinar el nivel dinámico y medir el gasto manejado por el equipo de bombeo.

A continuación se describe la forma de obtener cada uno de los parámetros antes

mencionados:

4.1.EVALUACIÓN DE PERDIDAS POR FRICCIÓN EN LA COLUMNA

Para determinar las pérdidas por fricción en la columna de bombeo, se hace uso dela información técnica proporcionada por los fabricantes, en donde aparecentabuladas las pérdidas por fricción para diferentes condiciones de columna ydiámetros. Ver anexo "A" o "B", según corresponda.

Al final de este capítulo se desarrolla un ejemplo, en donde se detalla elprocedimiento para determinar las pérdidas por fricción en la columna.

4.2. DETERMINACIÓN DE LA CARGA DE BOMBEO

La carga total de bombeo esta dada por la siguiente suma de cargas parciales:

H = Pm + N.D. + hfc

donde:

R



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39

H = Carga total de bombeo, en m.c.a

Pm = Presión manométrica medida a la descarga, en m.c.a

N.D = Nivel dinámico, en mhfc = Pérdidas por fricción en la columna, en m.c.a

La presión en la descarga, se mide directamente en el manómetro instalado lo máscercano posible al cabezal de la bomba, en la tubería de descarga. La lectura delmanómetro, que generalmente esta calibrado en Kg/cm2, se convierte en m.c.a., deacuerdo a los factores de conversión anotados en el capítulo 1.2

El nivel dinámico se mide como se indica en el capítulo 1.3

Las pérdidas, por fricción en la columna se determina por medio de tablasproporcionadas por fabricantes. Consultar anexos "A" o "B".

En la figura 4.1 se marcan los parámetros con sus cotas, con relación a la instalaciónde un pozo profundo.

4.3.DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA ELÉCTRICA

La potencia eléctrica suministrada al motor se determina de la siguiente manera:

Con el equipo de bombeo en operación, se miden las tensiones con un voltímetro,las corrientes con un amperímetro y el factor de potencia con un factorímetro degancho, de acuerdo a lo indicado en el Capitulo 2.

A partir de estos datos, se calcula la potencia eléctrica por medio de la formula:

746

cos732.1 θ xVxPe =

Donde:

Pe = Potencia eléctrica suministrada al motor, en H.P

1 .73 2 = Factor para sistemas trifásico

v = Tensión entre fases, en volts

I = Corriente de fase, en amperes

cos θ = Factor de potencia, sin unidades

R



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40

Figura 4.1. Croquis de instalación de equipo electromecánico en pozo p


47/59

41

4.4.EFICIENCIA GLOBAL DEL EQUIPO ELECTROMECÁNICO

Se parte de la expresión:

dasuministraeléctricaPotencia

sistemael porrequeridahidráulicaPotenciaEfic.Total =

t Pe

Phη ==

Potencia Hidráulica = PhQH

=76

Sustituyendo la segunda expresión en la primera, queda:

xPe

QH t

76=η

donde:

ηt = Eficiencia total del conjunto bomba-motor

Q = Gasto, en l.p.s

H = Carga total de bombeo, en m.c.a

Pe = Potencia eléctrica suministrada al motor, en HP

76 =Factor de conversión a HP

Para calcular la eficiencia de la bomba partimos de la siguiente expresión:

ηt =ηb xηm

m

t

bη

η η =

donde:

ηb = Eficiencia de la bomba

ηm =Eficiencia del motor (Suministrada por fabricante)

Combinando las fórmulas anteriores se puede determinar la eficiencia de la bomba,de acuerdo a la siguiente expresión:

R



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42

m

b xPex

QH

η η

76=

fórmula en la que todas sus literales fueron descritas anteriormente.

De la información técnica de los diversos fabricantes de bombas en el país, seobserva que las eficiencias dadas para estos equipos, oscilan en el siguiente orden:

BOMBAS CENTRIFUGAS P/POZO PROFUNDO: 78 a 82 %

BOMBAS CENTRIFUGAS CON MOTOR SUMERGIDO: 65 a 75 %

Por otra parte, las eficiencias en los motores eléctricos, usados para accionarbombas de pozo profundo, presentan valores entre el 80 y el 94 %, dependiendo desu potencia, velocidad y posición del eje. Consultar anexos "C" y "D".

Como información adicional, en potencias de 1500 H.P. o mayores, las eficienciasoscilan entre 95.5 a 97.7 %.

Por lo general, una buena selección del equipo de bombeo implica eficiencias del 80%, y considerando para el motor eléctrico el 90 %, resulta que la eficiencia global delconjunto deber ser del orden de 72 % en buenas condiciones de operación, parabombas accionadas con motor externo.

Para bombas con motor sumergido, la eficiencia global del conjunto, en unaadecuada selección del equipo se considera del orden del 60 %, en donde la

eficiencia del motor es del 84 % y la eficiencia de la bomba del 71 %.

Durante la operación normal de un equipo de bombeo, existen desgastes propios desus componentes móviles, por lo que la eficiencia disminuye a través del tiempo deoperación. Cuando el equipo es operado en condiciones anormales defuncionamiento, tales como extracción de arena o aire en los pozos o problemas deverticalidad, por mencionar los mas frecuentes, el desgaste de los impulsores ocurreen menor tiempo, lo que provoca que la eficiencia de la bomba disminuyaproporcionalmente. Esta es una de las razones por la cual deben verificarseperiódicamente las eficiencias citadas como parte de un mantenimiento preventivoque permita programar acciones tendientes a conservar la operación de éstos

equipos en condiciones aceptables.

EJEMPLO PRÁCTICO

Para entender mejor la secuencia que se debe seguir, al determinar la eficienciaelectromecánica total y de la bomba, se desarrolla el siguiente ejemplo:

R



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43

Supóngase una instalación de un equipo de bombeo en un pozo profundo, en el cualse determinaron los siguientes parámetros:

GASTO 9 l.p.s

PRESIÓN MANOMETRICA 14.8 Kg/cm

2

NIVEL DINAMICO 45.00 mDIÁMETRO DE COLUMNA 101.6 mm (4")

DIÁMETRO DE CUBIERTA 0

DIÁMETRO DE FLECHA 31.75 mm (1 -1 /4")

LONGITUD DE COLUMNA 70.15 m

LUBRICACIÓN Agua

POTENCIA DEL MOTOR 60 H.P

VELOCIDAD DE GIRO 1760 R.P.M

TENSIÓN 455 Volts

CORRIENTE 55 Amperes

FACTOR DE POTENCIA 85 %

1.- EVALUACIÓN DE PERDIDAS EN LA COLUMNA (hfc) Y PRESIÓN EN LADESCARGA (Pm):

El valor de las pérdidas por fricción en la columna se obtiene mediante la tabla depérdidas que se anexa; escogiéndose el renglón en cuyo margen izquierdocorresponda al valor aproximado a los 9 l.p.s., que para este caso es de 9.46 l.p.s. yla columna con valor de 4" ∅. En la intersección de ambas se obtiene un valor depérdidas por fricción de 10. 50 m.c.a. por cada 100 m. de columna.

Para el caso presente, donde se tienen 70.15 m. de columna, se tiene:

...36.7100

15.7050.10 acm xh fc ==

Para obtener el valor de la presión en la descarga en m.c.a., transformamos los 14.8kg/cm2 leídos en el manómetro, en la descarga del equipo de bombeo por medio delfactor de conversión anotado en el capítulo 1.2, de donde se obtiene:

R



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44

Pm = 14.8 x 10 = 148.00 m.c.a

2.- DETERMINACIÓN DE LA CARGA DE BOMBEO (H):

Con los datos obtenidos de presión en la descarga, pérdidas por fricción y el nivel

dinámico, previamente determinado, se tiene:H = Pm + N.D. + hfc.

H = 148.00 + 45.00 + 7.36

H = 200.36 m.c.a.

3.- DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA ELÉCTRICA (Pe):

Con los valores de los parámetros eléctricos medidos por los procedimientosdescritos anteriormente y aplicando la fórmula de la potencia, se tiene:

746

cos732.1 θ xVxIxPe =

HY x x x

Pe 39.49746

85.055455732.1==

4.- DETERMINACIÓN DE LA EFICIENCIA GLOBAL (η t):

Con los datos del gasto, la carga de bombeo y la potencia eléctrica, se tiene:

xPe

QH t

76=η

5337.039.4976

36.20000.9==

x

xt η

η t = 53.37 %

que es la eficiencia global o total del conjunto bomba-motor.

Para calcular la eficiencia de bomba, se utiliza la siguiente expresión:

η t = η b - η m de donde:

m

t

bη

η η =

R



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45

Sustituyendo valores:

593.090.0

5337.0==bη

η b =59.30%

Valor que se considera bajo, si tomamos en cuenta que la selección original de estabomba, fue para operar con una eficiencia mínima de 80%.

Si se establece que el valor de la eficiencia electromecánica ha bajadosensiblemente, por ejemplo abajo del 55 %, es evidente que la bomba opera enmalas condiciones, ya que un motor eléctrico se caracteriza por una eficienciabastante estable durante su vida útil, además de que resulta obvio cuando estaoperando en malas condiciones, ya que produce ruidos anormales, aumenta su

temperatura normal de operación y en casos críticos despide olor a quemado.

La secuencia de cálculo indicada en este capítulo, nos determina la eficiencia delequipo de bombeo en un punto de la curva de rendimiento en condiciones normalesde operación, por lo que es recomendable elaborar las curvas reales defuncionamiento “CARGA-GASTO" (H-Q) y “GASTO-EFICIENCIK (Q-η ), para lo cualse deben desarrollar las mismas actividades descritas anteriormente, con ladiferencia de que las mediciones se deben efectuar, primeramente con la válvula dedescarga totalmente cerrada y después a válvula totalmente abierta (0 y 100 % deabertura), con el objeto de obtener la presión máxima y mínima de trabajo del equipode bombeo', posteriormente a esto posicionar la abertura de la válvula de modo que

se puedan obtener 3 lecturas intermedias de presión; efectuando en cada paso todaslas mediciones completas. Para el registro de datos, auxiliarse de la hoja "REPORTEDE PRUEBAS DE CAMPO A EQUIPO DE BOMBEO, anexo "E"; posteriormente sehacen los cálculos correspondientes y los valores obtenidos se grafican en papelmilimetrico.

Una vez determinadas las curvas reales (H-Q) y (Q-η ) de la bomba, estas secomparan con las curvas de “GASTO-CARGA" y "GASTOEFICIENCIA" que elfabricante debe proporcionar, con objeto de determinar, en primer lugar, si se trata deuna mala selección de origen sobre el equipo instalado o bien, si hay un desgaste desus componentes. Dicho desgaste puede catalogarse como normal si se manifiesta

después de un tiempo prolongado de operación, o como excesivo si se presenta enun periodo corto; estas causas pueden tener su origen en pozos productores dearena, desajuste de impulsores, con respecto a los tazones, pozos desviados y enconsecuencia excentricidades considerables en las flechas de transmisión.

El desajuste de los impulsores ocasiona desgaste prematuro por rozamiento con lostazones y mayor consumo de energía eléctrica, lo cual debe verificarse revisando laposición del cuerpo de impulsores, con respecto al claro existente entre éste y los

R



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46

tazones, por medio de la tuerca de ajuste localizada en la parte superior del motor.Dicho ajuste se debe calcular tomando en consideración la elongación de latransmisión, producto de su propio peso más el del cuerpo de impulsores y el claroexistente en el cuerpo de tazones. El mal alineamiento entre motor y bomba o la faltade verticalidad en el pozo producen vibraciones y ruidos anormales, desgaste

prematuro en la flecha y chumaceras, y con frecuencia la rotura de éstas. Ante una baja significativa de la eficiencia electromecánica o fallas frecuentes de losequipos de bombeo la recomendación es muy obvia: correr registro de verticalidaddel pozo, desmantelar el equipo, revisarlo cuidadosamente para determinar los dañosy llevar a cabo las reparaciones necesarias. Es muy importante tener claridad en losbeneficios que reporta el seguimiento que se le debe de dar al comportamiento de laeficiencia de la bomba, a través de las mediciones de parámetros eléctricos, nivelesestático y dinámico, el aforo del gasto producido y la potencia empleada por el motoreléctrico. Estas mediciones no requieren de un alto nivel de capacitación del personaltécnico, no consumen un tiempo importante y tampoco implican instrumentos oequipos complejos; en cambio, representan como se ha visto, una de las partes másrelevantes del mantenimiento preventivo de los equipos de bombeo.

R



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47

5.RECOMENDACIONES

RECOMENDACIONES SUGERIDAS PARA MEJORAR LA EFICIENCIA DE LOSEQUIPOS ELECTROMECÁNICOS Y EL USO EFICIENTE DE LA ENERGÍA

ELÉCTRICA EN EQUIPOS DE BOMBEO.1.- En bombas verticales tipo pozo profundo con motor externo, cuando la eficienciaglobal del conjunto bomba-motor sea menor del 55 %, es recomendable reparar osustituir el equipo de bombeo.

2.- En bombas con motor sumergido, cuando la eficiencia del conjunto bomba-motorsea menor del 42 %, se recomienda reparar o sustituir el equipo de bombeo.

3.- Cuando el factor de potencia de la instalación eléctrica sea menor a 87 %, esrecomendable la instalación de banco de capacitores, para corregirlo, por lo menos a90 %, que es el requerimiento mínimo de la Comisión Federal de Electricidad.

4.- Es importante implementar un programa de mantenimiento preventivo en losequipos electromecánicos.

5.- Es conveniente instrumentar un programa de verificación de eficiencias, a travésdel registro de variables eléctricas e hidráulicas, durante la operación de los equiposelectromecánicos.

6.- Es de suma importancia la selección adecuada del equipo de bombeo, deacuerdo a las condiciones hidráulicas y constructivas del pozo. Este hecho puedesignificar reducciones importantes en los costos de operación.

R



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ANEXO “ A”

PERDIDAS DE CARGA POR FRICCION EN COLUMNA DE BOMBAS SUMERGIBLESEN PIES POR CADA 100 PIES O EN METROS POR CADA 100 METROS

PARA GASTOS DE 1.58 A 31.54 I.p.s. (25 a 500 GPM) LEASE A LA EZQUIERDA DE LA LINEA GRUESA

PUNTEADAPARA GASTOS DE 37.85 A 378.48 I.p.s. (600 A 6000 GPM) LEASE A LA DERECHA DE LA LINEA GRUESA

PUNTEADADIA.COLUMNA 2” 2 ½” 3” 4” 5” 6” 8” 10” 12” 14” DIA.COLUMNAGPM Ips Ips GPM

25 1.58 1.27 .54 5.89 2.41 .60 37.85 600

30 1.89 1.78 .75 7.82 3.20 .80 44.16 700

35 2.21 2.36 .99 10.00 4.10 1.02 .35 50.46 800

40 2.52 3.02 1.27 44 12.50 5.10 1.27 .44 56.77 900

45 2.84 3.76 1.58 55 15.20 6.20 1.54 .53 63.08 1000

50 3.15 4.57 1.92 .67 7.40 1.84 .63 .26 69.39 1100

60 3.78 6.42 2.69 .94 .25 8.70 2.16 .74 .30 75.70 1200

70 4 42 8 52 3.58 1.25 .33 10.00 2.52 .86 .35 82.00 1300

80 5.05 10.90 4.59 1 60 .42 11.50 2.88 .99 .40 88.31 1400

90 5.65 13.50 5.72 1 98 .54 3.27 1.12 .45 94.62 1500

100 6.31 16.50 6.91 2.41 .64 .21 3.68 1.26 .51 .33 100.93 1600

120 7.57 23.10 9.71 3.38 .90 .30 4.13 1.42 .57 .37 107.24 1700

140 8.83 12.90 4.50 1.20 .40 4 57 1.57 .64 .41 113.54 1800

160 10.09 16.60 5.77 1.53 .51 5 08 1.74 .71 .45 119.85 1900

180 11.35 20.60 7.12 1.91 .64 5.59 1.91 .78 .50 126.16 2000

200 12.62 8.70 2.32 .77 8.43 2.88 1.17 .76 157.70 2500

220 13.88 10.40 2.77 .92 4.04 1.64 1.06 189.24 3000

240 15.14 12.20 3.25 1.08 5.50 2.18 1.40 220.78 3500

260 16.40 14.10 3.77 1.25 6.90 2.79 1.79 252.32 4000

280 17.66 16.20 4.32 1.44 3.46 2.23 283.86 4500

300 18.92 4.91 1.64 .67 4.21 2.71 315.40 5000

350 22.08 6.54 2.17 .88 3.24 346.94 5500

400 25.23 8.36 2.78 1.14 3.80 378.48 6000

450 28.39 10.40 3.46 1.42

500 31.54 12.60 4.21 1.72

R



55/59


56/59

50

ANEXO “ C”

100

95

90

85

80

753 7.5 15 25 40 60 100 150

COMPARACION DE EFICIENCMOTORES ELECTRICOS

EFICIENCIA EN %

POTENCIA EN H.P.

EJE VERTICAL EJE HORIZONTAL SU3600 R.P.M. 460 VOLTS 3 FASES


57/59

51

ANEXO “ D”

100

95

90

85

80

753 7.5 15 25 40 60 100 150

COMPARACION DE EFICIENCMOTORES ELECTRICOS

EFICIENCIA EN %

POTENCIA EN H.P.

EJE VERTICAL EJE HORIZONTAL SU

1800 R.P.M. 460 VOLTS 3 FASES


58/59

52

ANEXO “ E”

C O M I S I O N N A C I O N A L D E L A G U AREPORTE DE PRUEBAS DE CAMPO A EQUIPO DE BOMBEO

SISTEMA________________________ NOMBRE DELPOZO________________________________

DIA DE COL.: LONG. DE COL.: NIVEL ESTATICO (M):

A B E R T U R A D E V A L V U L A

A C T I V I D A DOP.

NORMAL 0 % 25 % 50 % 75 % 100 %

PERD. COL. (m/100m)

GASTO (1/s)

PRESION MAN. (Kg/cm2)

NIVEL DINAMICO (m)

PERD. FRIC. COL (m)

TENSION Va-b (Volts)

TENSION Va-c (Volts)

TENSION Vb-c (Volts)

PROMEDIO (Volts)

CORRIENTE Ia (Amps)

CORRIENTE Ib (Amps)

CORRIENTE Ic (Amps)

PROMEDIO (Amps)

FACTOR DE POT.FACTOR DE POT. B

FACTOR DE POT. C

PROMEDIO (s/uni

guia para la evaluación de la eficiencia en equipos electromecanicos en operación

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