NECESIDAD DE LA COMPENSACIÓN DE Q

Capacidad de

geración y transporte del S.E (U=cte)

MMAXM IUSII 3=→≤

Máxima potencia activa suministrable, por G

ϕ==ϕ cos)(1cos MaM II < )cos(1 ϕ= MaM II

MMax IUP 3= > ϕ= cos3/MMax IUP

Pérdidas para una potencia activa dada

ϕ==ϕ cos)(1cos aII < )(1 22ra

III +=

23 aLj IRP = < )(3 22raLj IIRP +=

Caida de tensión, para una potencia activada dada

ϕ=ϕ cos1cos < 1

ϕIa

IrI S

Pϕ

Q

GI = Ia + j Ir

P, ϕSPQ

aIUP 3=

rIUQ 3=

223 QPUIS +==

22rIaI +=

ϕ= senIr

ϕ= cosIaI

3)( aIRU L=∆ < 3

+=∆ rIXaIRULL

EFECTOS DE Q -Limita capacidad de generación y transporte -Aumenta perdidas en las lineas -Aumenta ∆∆U

-PENALIZACIÓN EN LA FACTURA POR CONSUMO CON BAJO COSϕϕ

u

Efectos de la compensación de energía reactiva

COMPLEMENTO POR CONSUMO DE ENERGIA

REACTIVA

21cos

17(%)K

2−

ϕ= 4

WaWr17

(%)K2

2

−=

2r

2a

a

WW

Wcos

+=ϕ

RECARGOS Y BONIFICACIONES EN FUNCIÓN DEL COS

cosϕϕ 1 0,95 0,9 0,85 0,8 0,75 0,7 0,65 0,6 0,55

Recargo - - 0,0 2,5 5,6 9,2 13,7 19,2 26,2 35,2

Bonif 4,0 2,2 0,0 - - - - - - -

TARIFAS

Complemento por Q

q Aplicable a todas las tarifas (excepto a la 1.0 y 2.0) Tarifa 2.0 → si cosϕ < 0,8 → poner contador

q Posibilidad de desconectar condensadores en horas valle

q Evitar sobre compensación (cosϕ < 1, condensador)

q No se puede generar Qcondensiva ( MIE BT 031 )

FORMAS DE COMPENSACIÓN

Compensación individual

FORMAS DE COMPENSACIÓN

Compensación centralizada

Ahorro en recibo − reduce perdidas en la instalación

NO

Compensación individual

Mas ahorro en recibo −− reduce perdidas en la instalación

SI

Comparación entre compensación centralizada e individual

FORMAS DE COMPENSACIÓN

COMPENSACIÓN INDIVIDUAL ADECUADA PARA:

q Grandes consumidores con una gran necesidad de potencia constante y por lo tanto con poca variación del cosϕ.

q Gran cantidad de horas de servicio. Suele ser el caso de motores en media tensión.

Ventajas: descargan a los conductores (sólo transportan corriente activa), disminuyen las pérdidas y limitan las caídas de tensión.

Inconvenientes: Inversión inicial en condensadores COMPENSACIÓN CENTRALIZADA ADECUADA PARA:

q Gran cantidad de pequeñas cargas con potencias diversas.

q Diferente cantidad de horas de servicio.

q Condiciones atmosféricas desfavorables (alta temperatura, humedad, etc.).

q Poco espacio disponible junto a la carga.

Ventajas:

q Facil revisión y mantenimiento del equipo .

q Facilidad de realizar ampliaciones.

q Se adaptan mejor los condensadores correctores de la reactiva en cada instante

(en compensación individual, batería de condensadores fija).

q El valor de la potencia capacitiva instalada es menor que en el caso de hacer toda la compensación individual.

Inconvenientes: No descarga las lineas en la instalación de usuario (no reduce perdidas ni caidas de tensión.)

COMPENSACIÓN POR GRUPOS ADECUADA PARA:

q Grupos de descarga (motores, lámparas) que funcionan siempre de modo simultaneo

FORMAS DE COMPENSACIÓN

Compensación de alta tensión

EJEMPLOS 1. Se tiene un consumo de 140 A, alimentado por un conductor de 3×50 mm2, 100 m de longitud. Las pérdidas de potencia activa en el conductor son de 2.550 W (a 75 ºC). Se va a suponer que ese consumo tiene diversos valores del cosϕ (0,6-0,7-0,8), y se compensa individualmente hasta cosϕ = 1, en cada caso. En el cuadro de abajo, se indican las corrientes activas transportadas (Ia), las pérdidas (Pper), y los ahorros de potencia conseguidos (Ah), en cada caso. Ahorros de potencia (Ah) conseguidos por mejora del factor de potencia.

cosϕϕ Ia (A) Pper (W)

Ah (W)

0,8

112

1.663

817

0,7

98

1.250

1.300

0,6

84

918

1.632

2. Se indica en el cuadro siguiente, la sección relativa de los conductores, calculados según el criterio del calentamiento, según sea el cosϕϕ , para transmitir una potencia activa fija, manteniendo constante el valor de las pérdidas en la línea.

Secci Sección (P.U.) 11,11 6,25 4,00 2,78 2,04 1,56 1,23 1,00

cosϕϕ 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00

Sección relativa de los conductores, manteniendo constante la potencia activa y las pérdidas.

DEMANDA DE POTENCIA REACTIVA MÁQUINAS ASÍNCRONAS

Q0 = 3 UI0 Qc = 0,9 Q0

nn

n tgP

Q ϕη

=

Potencia del motor Pn (kW)

Potencia del condensador Qc (kVAr)

4 a 5,9 2 6 a 7,9 8 a 10,9 4

11 a 13,9 5 14 a 17,9 6 18 a 21,9 8 22 a 29,9 10

> 30 35% Pn

Potencia del condensador en función de la del motor

Conexión de resistencias de descarga en baterias de condensadores.

Formas de conectar condensadores a un motor de arranque dire

a) Usando tres contactores b) Usando cuatro contactores

DEMANDA DE POTENCIA REACTIVA TRANSFORMADORES

n2

ncc0Tr S)S/S(QQ ε+=n

cxcc

2 SQ

UU

.)u.p(U ε=∆

=∆

Rendimiento de un transformador trabajando a plena carga (Sn) en función del cosϕϕ , y en función de la potencia activa para cosϕϕ=1.

Potencia lámpara (W) Potencia condensador (VAr)

10 30

16 40

CÁLCULO DE LA POTENCIA REACTIVA A COMPENSAR

A) Instalación de registradores de la potencia reactiva

B) A partir de la lectura del contador de energía activa

)tg(tgPQ 21c ϕ−ϕ=

Obtención del valor de la potencia de los condensadores

C) A partir del recibo de la energia consumida

D) Por lectura de contadores en un tiempo dado.

)(60

kWC

nP

⋅= )(000.13

kVAIU

S = ( )KVArPSQ 22 −=

t

tgWWQ 2ar

c

ϕ−=

1a2a

1r2r1 WW

WWtg

−−

=ϕ t

WWP 1a2a −

=

Energía reactiva a suministrar (BC).

DETERMINACIÓN DE LOS CONDENSADORES A EMPLEAR. CÁLCULO DE LA CAPACIDAD.

q Monofásico

q Trifásico, en conexión en estrella

q Trifásico, en conexión en triángulo

1sen,sen == ϕϕUIQc

ccc XIC

IU =

ω=

CUQ 2c ω=

ϕ= senUI3Qc

ccc XIC

I

3

U =ω

=

CUQ 2c ω=

ϕ= senUI3Qc

ccc XIC

IC

3/IU =

ω=

ω=

CU3Q 2c ω=

Si Qc,est = Qc,tri → Cest = 3 Ctri

=

N

1

2

CN

1CN1c f

fUU

QQ

REGULACIÓN AUTOMATICA DE POTENCIA REACTIVA

1. medida de

potencia reactiva.

2. regulador de

potencia reactiva.

3. aparato de maniobra (contactores, tiristores). 4. condensadores.

Elementos de una instalación de compensación automatica.

Diagrama de funcionamiento típico de un regulador de potencia reactiva

Diagrama de funcionamiento sin sobrecompensación

REGULADORES DE POTENCIA REACTIVA

CONEXIÓN AUTOMÁTICA DE CONDENSADORES

Conexión automática de condensadores mediante contactores

Conexión automática de condensadores mediante tiristores.

REGULADOR

CIRCUITO DE DISPARO

E.T.S.I.I.

Tecnología eléctrica

3º B Ingenieros Industriales. 1º B Ingenieros de Organización Industrial.

El MERCADO DE LA ELECTRICIDAD.

El MERCADO DE LA ELECTRICIDAD . Desde 1998, el precio base de la energía eléctrica (aproximadamente el 55% de lo que paga en su factura un consumidor medio) se establece al casar la energía que ofrecen las compañías generadoras (Endesa, Iberdrola, Hidrocantábrico y Unión FENOSA, etc.) a las empresas comercializadoras. El mercado de la electricidad es un espacio complejo en el que el precio final que paga el usuario es fruto de la oferta, la demanda y las disposiciones del Gobierno. Como actores destacados de ese espacio mercantil aparecen el operador del mercado, la Compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad, (OMEL), y el operador del sistema, Red Eléctrica, (REE). Tan importante es la función de OMEL como la de Red Eléctrica. Son dos pilares fundamentales del sistema eléctrico liberalizado que seguramente lo estará completamente en 2003 cuando, en teoría, todos los consumidores puedan elegir libremente el comercializador que les venda la energía eléctrica. Del juego de la oferta y de la demanda que ocupa al OMEL sale el precio base de la electricidad. La Compañía Operadora del Mercado Español de la Electricidad (Omel) es la encargada de cruzar oferta y demanda y fijar el precio. Lo hace en el denominado MERCADO MAYORISTA y con dos actuaciones: el mercado diario y el mercado intradiario. En el mercado diario, las empresas ofrecen y demandan electricidad con 24 horas de antelación para cada una de las horas de la jornada siguiente. El mercado intradiario es una especie de segunda vuelta con seis sesiones. En ellos se fija el precio definitivo del Kilowatio -hora para cada hora del dia. Omel explora las ofertas de menor precio a mayor, de forma que todas las empresas que han ofrecido producto cobran por hora el último precio al que se cubrió la demanda. Teóricamente, ese mecanismo obliga a las empresas a estar siempre atentas para ofrecer su producto al mejor precio y en el mejor momento, procurando ajustar su oferta para no quedarse fuera de la casación, con energía sin vender y gastos ya realizados. Red Eléctrica, propietaria de la red de alta tensión ( aproximadamente 19.000 kilómetros de líneas de muy alta tensión y 131 subestaciones), gestiona los “SERVICIOS COMPLEMENTARIOS” y el MERCADO DE RESTRICCIONES y se encarga de asegurar que la electricidad llega a los usuarios en condiciones de seguridad y calidad. Desde su centro de operaciones, Red Eléctrica sigue al minuto la evolución de la oferta y de la demanda y procura que no existan cortes. En caso necesario, demanda energía en el mercado de restricciones (al margen de los precios casados en el mercado OMEL) y en otros casos, da las órdenes oportunas para realizar cortes selectivos y mantener operativa la mayor parte de la red. Gestiona también las importaciones de energía del exterior, que apenas suponen un 2% del total de la electricidad consumida. Red Eléctrica se encarga, entre otras funciones técnicas, de los servicios complementarios del control de frecuencia de la energía eléctrica, del control de la tensión en determinados nudos de la red y de mantener una reserva giratoria, etc. En la transparencia 2 se observa que los clientes cualificados pueden comprar por contrato a los generadores, a los comercializadores o acudir al Mercado. Los comercializadores pueden comprar por contrato o acudir al mercado. Hay que distinguir entre lo que es actividad regulada por el gobierno, que es lo que corresponde a trasporte y distribución y actividad no regulada, que corresponde al libre mercado, aunque hay algunos sectores en generación subvencionados, tales como la energía eólica y la solar, (generación en regímenes especiales). Hay tarifas máximas tanto por el uso como por el mantenimiento de las redes de Transporte y Distribución. Además hay que pagar por los otros servicios complementarios que se necesitan para garantizar el suministro bajo unos parámetros de calidad y seguridad aceptables. Hay un mercado por cada servicio complementario. Tanto las empresas generadoras como las comercializadoras tienen libre acceso al uso de las redes de Transporte y Distribución, previo pago a los propietarios. Los clientes cautivos (pequeños consumidores) pasarán a ser cualificados y todos los consumidores de energía eléctrica estarán en el mercado libre (está previsto que esto ocurra en el año 2.003). Entonces las

Distribuidoras ya no venderán electricidad, está función la harán las empresas comercializadoras, las generadoras por contrato o se podrá acudir directamente al Mercado. Sobre este tema, se ofrece una asignatura de Libre Elección ( Mercados El éctricos ) en donde se desarrollan en detalle todos estos aspectos. La asignatura esta orientada fundamentalmente a aspectos económicos y operativos, puede ser cursada por alumnos/as de todas las especialidades tras haber cursado la asignatura de Tecnología Eléctrica.

LEY DEL SECTOR ELECTRICO (Libertad de Establecimiento) Oferta (Libertad de Establecimiento)

Transporte y Operador del Sistema (REE)

GENERADORES

Clientes Cualificados (Precios libres)

Clientes Cautivos (tarifas reguladas)

Comercializadores

Venta de electricidad por contratos Venta de electricidad a través del mercado

Compañías distribuidoras

Actividad no regulada

Actividad regulada

MERCADO DIARIO (OMEL)

LEY DEL SECTOR ELECTRICO (Libertad de Establecimiento) (Libertad de Establecimiento)

Compañías distribuidoras

Actividad no regulada

Actividad regulada

Transporte y Operador del Sistema (REE)

GENERADORES

Clientes Cualificados (Precios libres)

Comercializadores

Venta de electricidad por contratos Venta de electricidad a través del mercado

MERCADO DIARIO (OMEL)

Oferta

Pago electricidad

OPERADOR SISTEMA

OPERADOR MERCADOOfertas electricidad

RED DE ALTA TENSION

GENERADORES COMERCIALIZADORESY CONSUMIDORES EN

ALTA TENSIÓN

Contratos financieros de cobertura

Pago electricidad

Ofertas compras electricidad

Información Flujos monetarios Flujos de electricidad

E.T.S.I.I.

Tecnología eléctrica

3º B Ingenieros Industriales. 1º B Ingenieros de Organización Industrial.

TARIFAS

ESTRUCTURA GENERAL DE LAS TARIFAS ELECTRICAS

T = D p x P f a c + T e x W cons + CDH + CR + CE + CI (€)

Termino de potencia Termino de energía Recargos o descuentos

Facturación Básica Complementos de la facturación básica

T: Tarifa Dp : precio del kw facturado (€/kW)

Te : precio del kwh facturado (€/kW-h) Pfac : potencia facturada (kW) Wcons : energia consumida (kW-h) CDH : Complemento por discriminación horaria CR : Complemento por energía reactiva CE : Complemento por estacionalidad CI : Complemento por interrumpibilidad

BOE 28 DE DICIEMBRE DE 2001 (50049)

TARIFAS DE BAJA TENSIÓN (U < 1000 V)

§ 1.0 : consumos monofásicos con p < 770 W

§ 2.0 : p<15 kw /CR si Cos ϕϕ <0.8 / CDH opcional (tarifa nocturna

T.0)

§ 3.0 : utilización normal / CR / CDH

§ 4.0 : larga utilización / CR / CDH

§ B.0 : Alumbrado público / CR

§ R.0 : Riegos agrícolas / CR / CDH

TARIFAS ALTA TENSIÓN ( U > 1000 V)

/ CR / CDH / En todos los casos

/ CI / CE / Aplicables a las tarifas 1., 2., 3. en determinadas condiciones (no aplicables a tarifas T., R.)

CORTA

UTILIZACION MEDIA

UTILIZACION LARGA

UTILIZACIÓN TRACCION RIEGO U < 36 KV 1,1 2,1 3,1 T,1 R,1

36 < U < 72,5 KV 1,2 2,2 3,2 T,2 R2 72,5 < U < 145KV 1,3 2,3 3,3 T,3 R,3

145 <U 1,4 2,4 3,4

DETERMINACIÓN DE Pfac , Wcons

Wcons : KW-h totales marcados por contador

Pfac: Depende de la potencia de contrato y de la potencia

demandada. Se admiten 5 MODOS distintos para determinar

Pfac.

MODO 1: Pfac = Pcontrato T. 2.0 (è LIMITADOR DE POTENDIA )

MODO 2: CON UN MAXIMETRO

Si 0.85 Pcont <Pmaxi <1.05Pcont èè P fa c = Pmaxi

Si Pmaxi <0.85Pcont èè P fac = 0.85 Pcont

Si 1.05 Pcont <Pmaxi èè Pfac=Pmaxi + 2 [Pmaxi - 1.05Pcont]

MODO 3 : Con dos maximetros (Discriminación horaria, dos Pcont)

C.D.H.: Tipos 3, 4, 5, Pfac = P12 + 0.2 (P3 – P 12)

MODO 4: Con tres maximetros (Discriminación horaria, tres Pcont)

C.D.H.: Tipos 3, 4, 5, Pfac =P1 +0.5(P2-P1)+0.2(P3-P2)

MODO 5: Con tres maximetros (Discriminación horaria temporal, 3 o 6

Pcont)

Estacionalidad

NOTA.: 1:Punta. 2 :LLano, 3: Valle

COMPLEMENTO POR DISCRIMINACIÓN HORARIA

∑=100Ci

EiTCDH ej

Tej: En alta tensión: Precio del termino de energía (media utilización ) del

nivel de tensión J. En Baja Tensión: tarifa 3.0.

Ei: Energía consumida durante los periodos horarios i (punta, valle,

llano).

Ci: Coeficiente de recargo o descuento durante el periodo horario i

TIPOS DE DISCRIMINACIÓN HORARIA

TIPO O : Tarifa nocturna (solo para abonados con tarifa 2.0 )

TIPO 1 : Sin contador de tarifa múltiple

C = + 20 %

TIPO 2 : Con contador de doble tarifa

TIPO 3 : Con contador de tripe tarifa, sin discriminación de sábados y

festivos

TIPO 4: Con contador de triple tarifa y discriminación de sábados y

festivos

TIPO 5: discriminación estacional y contador de quintuple tarifa.

CR = (FACTURACIÓN BÁSICA) x (Kr /100) (€)

Kr (%) = ( 17 / COS 2 ϕϕ ) – 21 ( -4 ≤≤ kr ≤≤ 47)

Temp. Alta : Noviembre èè Febrero.

PENINSULA Temp. Media: Marzo, Abril, Julio, Octubre. Temp. Baja: Mayo, Junio, Agosto, Septiembre

CE = (TERMINO DE ENERGIA) x (KE/100)