Administración de la Demanda Eléctrica, Medición de Energía y Corrección del Factor de Potencia

Administración de la Demanda Eléctrica, Medición de Energía y Corrección del Factor de Potencia Ing. Jesús A. Baez Moreno [email protected] Depar

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Administración de la Demanda Eléctrica, Medición de Energía y Corrección del Factor de Potencia

Ing. Jesús A. Baez Moreno

[email protected]

Departamento de Ing. Eléctrica/Centro de Estudios de Energía

Monterrey, NL

Agosto , 2003

AGENDA I) Sistema Eléctrico Mexicano II ) Esquema de Facturación CFE (Tarifa HM) y oportunidades de reducción en la facturación III) Sistemas de Medición de energía Eléctrica IV) Corrección de factor de potencia

Red Eléctrica (Generación, transmisión y distribución)

Red Eléctrica (Generación, transmisión y distribución) 69 kV

Planta generadora Eficiencia=95% Sistema de Transmisión

115 - 400 kV Subestación Distribución

13.2 - 20 kV 13.8 kV

13.8 kV

Sistema de distribución

Eficiencia=90%

Usuarios industriales

220 - 440 V Usuarios comerciales e industriales

Niveles de voltaje comunes:127,220V,440V,600V,2.3kV, 4.16kV, 13.8kV 34.5 kV, 69 kV, 115 kV, 230kV, 400 kV

Ventajas de CA sobre CD Con corriente alterna es posible cambiar los niveles de voltaje(de manera económica) para transmitir grandes cantidades de energía de manera eficiente 2

Pα I R

Transformador Elevador Generador

V 1 ↓ I1 ↑

V2 ↑ I 2 ↓

Sistema de Transmisión

Disminución de corriente: Menor calibre de Conductores y Reducción de pérdidas Transformador Reductor Sist. Distribución

V 1 ↑ I1 ↓

V2 ↓ I2 ↑

Usuario Final

Sistema Eléctrico Mexicano

Capacidad instalada (40,340 MW)

Desarrollo de la capacidad instalada

Sistema de transmisión

Tasas de crecimiento anual

Ventas y costo promedio por tarifa

Facturación de Energía Eléctrica (CFE)

Cargo por Energía(CE) _________ Cargo por Demanda(CD) + ________ Subtotal(CE+CD) _________ Bonificación o Recargo por Factor de Potencia(CFP) +/- __________ Subtotal

__________

$120,000 $400,000 $1,200,000 Energía Demanda

15%IVA + Importe Total

_________ ________

FP

Cargo por Consumo de Energía 7300

P(kW)

7200 7100 7000 HB

HI

HP

HI

kWHP

kWH I

6900 6800

kWHB

kWH I

6700 0:05

tiempo

CE($) = KWh [$ ]+ kWhI [$ ]+ kWh [$ B

B

$ >> $ > $ P

I

I

P

P

]

B

kWhB , kWhI , kWhP : Consumos de energìa en horarios base, intermedio y punta

$ B , $ I ,$ P : Costo unitario ($ / kWh )en horarios base , intermedio y punta

Distribución de horarios tarifa HM en la región de Noreste TARIFA H-M (REGION NORESTE) Primer Domingo de Abril al sábado anterior al ùltimo domingo de Octubre

LUNES MARTES MIERCOLES BASE JUEVES

INTERMEDIO PUNTA

VIERNES SABADO DOMINGO 0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

TARIFA H-M (REGION NORESTE) Último Domingo de Octubre al sàbado anterior al sàbado anterior al primer domingo de Abril

LUNES MARTES MIERCOLES BASE JUEVES

INTERMEDIO PUNTA

VIERNES SABADO DOMINGO 0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

Cargo por demanda máxima DI DP

DB

7300

P(kW)

7200 7100 7000 6900

HB

HI

HP

HI

6800 6700 0:05

tiempo

DF = DP + FRI {máx( DI − DP,0)} + FRB{máx( DB − DIP,0)} Tarifa HM Zona Noreste

DI > DP > DB => DF= 0.7 DP + 0.3 DI (HM) DP > DI > DB = >DF= DP

La demanda que se presenta durante el horario punta es la que impacta en mayor medida la demanda facturable

Cálculo de la demanda facturable

Cálculo de la demanda facturable kW

0:00 0:01 0:02 0:03 0:04 0:05 0:06 0:07 0:08 0:09 0:10 0:11 0:12 0:13 0:14 0:15 0:16 0:17 0:18 0:19 0:20 0:21 0:22 0:23 0:24 0:25 0:26 0:27 0:28 0:29

100 100 200 200 200 350 350 350 500 500 600 600 350 350 350 250 250 200 200 200 200 200 300 400 350 500 500 500 600 600

Perfil de Demanda(Real) 700 600

Intervalo de 5 minutos kW-min Demanda media(kW) 800 160

500 P(kW)

t(min)

400 300 200 100 0

2050

410

0:00

0:05

0:10

0:15

0:20

0:25

tiempo (minutos)

Int. Dem(15m) 2250

450

340.00

P(kW) Perfil de Demanda(Facturación)) 1100

220

360.00

90 kW-h

360 350 340

87.5 kW-h

85 kW-h

80 kW-h 1450

290

320.00

2700

540

350.00

320

5

10

15

20

25

30

t(min)

Factor de Potencia kW-hr

kVAR-hr 7250

4100

7200 7150

4000 3900

7050

Q(kVAR)

P(kW)

7100

7000 6950 6900

3800 3700 3600

6850

3500

6800

3400

0:05

0:05

tiempo

f p=

tiempo

C arg o = (CE + CD ) * % Re c arg o

kWhr

[kWhr]2 + [kVARhr ]2  0 .9



% Re c. = 60

− 1; fp < 0.9



0 .9  ; fp > 0.9 fp 

 fp

% Bonif . = 25 1 − 



Bonif . = (CE + CD ) * % Bonif .

Ejemplo Recibo CFE

Posibilidades de reducción de la facturación ØRedistribución de consumos (Reducción de consumo en horario punta) ØControl de demanda ØAutoabastecimiento ØCorrección de factor de potencia

Impacto de reducir el consumo de energía en horario punta La energía tiene un costo diferente a lo largo del día, siendo mayor en horario punta. El costo promedio por kWh se ve sensiblemente afectado por el consumo en este horario

Control de demanda (1) Control de Demanda: Controlar el valor de la demanda máxima y/o el instante en que esta ocurre de manera manual o automática mediante la desconexión de cargas que no interfieran con la producción El controlar la demanda mediante una reducción de la demanda máxima mejora el factor de carga.

A1 Dmedia kWh FC = = = Dmáx Dmáx [∆ t ] A 1+ A 2 P(kW)

Desconexión de cargas cuando la demanda se aproxima al límite establecido

No hay desconexión ni reconexión de cargas de manera programada cuando la demanda se encuentra dentro de la banda muerta

FC ↑ ⇒

$ ↓ kW − hr

Dmáx. Límite

Reconexión de cargas cuando la demanda cae por debajo de la banda muerta t

Efecto me mejorar el factor de carga en el costo por kW-hr

Efecto de reducir el consumo y la demanda en horario punta • Tarifa HM, Zona Noreste, Enero 2002 • Caso 1, Caso Original, sin ningún tipo de control, la demanda promedio es de 1,000 kW en base intermedio y punta, con un factor de carga de 80% en cada horario. • Caso 2, Se aplica control sobre la demanda en horario punta para reducirla a un 50% de la demanda original con un factor de carga del 100%, el factor de carga en los horarios base e intermedio continua en 80%. • Caso 3, Se aplica control sobre la demanda en horario punta para reducirla esta demanda un valor de 0. El factor de carga en los horarios base e intermedio continua en 80%.

Efecto de reducir el consumo y la demanda en horario punta BASE PUNTA 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 1 2

3

4 5

6 7

8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Escenario 1 - Original Escenario 2 – 50% de la de demanda original Escenario 3 – 0 % de la demanda original

INTERMEDIO

Efecto de reducir el consumo y la demanda en horario punta

Autoabastecimiento en horario punta CFE

Controlador de SIncronización

Cargas críticas Generador de Emergencia

Caso de Estudio 1: Autoabastecimiento parcial en horario punta Perfil de demanda cargas 1200

1000

800

600 400

200

0 0:00

2:00

4:00

6:00

8:00

10:00

12:00

P(kW)

14:00

16:00

P'(kW)

18:00

20:00

22:00

0:00

Perfil de demanda (CFE) Con generador operando

Ahorro (Demanda) = 0.7 * 500 * 75 $/kW = $26,250 Ahorro (Consumo) = 500 kW (90 hrs) * (1.4 $/kWh – 1.2 $/kWh) = $9,000 Ahorro Mensual = $35,250

Caso 2: Ahorro por cambio de tarifa en empresa fabricante de chasis de automoviles

Ahorro por corrección de fp

Caso 3: Determinación del potencial de Ahorro Distribución de cargos (energía y demanda) por horario Demanda Base 0% Demanda Intermedia 0% Demanda Punta 21%

Energía Punta 28% El 49% de la factura es debido al consumo y la demanda en horario punta y solamente el 12.5% de las horas del mes corresponden a este horario

Energía Base 9%

Energía Intermedia 42%

Ahorro por reducción de consumo en horario punta Empresa manufacturera

Caso 4:Ejemplo de corrección de factor de potencia en Planta Industrial

Antes de corregir fp (fp = 0.70), Penalización = 17.0% Cargo por energía y demanda = $300,000 Cargo por bajo factor de potencia = $51,000 Corrigiendo fp a 0.96(-) Bonificación por factor de potencia : $5,000.00 mensuales

Beneficio Total = $51,000 + $5,000.00 = $ 56,000 mensuales Inversión (Filtros de armónicas) = $ 500,0000 Tiempo de retorno de inversión = 9 meses

Determinación del potencial de Ahorro

Información histórica (Recibos CFE)

Potencial Ahorro Centro de Estudios de Energía

Información sobre Equipo instalado Generadores de emergencia, motores, transformadores capacitores

Conclusiones Es posible reducir de manera significativa la facturación tomando algunas de las siguientes acciones . Algunas de estas acciones requieren de inversiones con un tiempo de retorno de inversión relativamente corto a) Reducción del consumo de energía en horario punta b) Control de la demanda principalmente en horario punta (mejorando el factor de carga en este horario) c) Reducción del consumo de energía mediante el uso de equipo de mayor eficiencia d) Corrección del factor de potencia

III Sistemas de Medición de Energía Eléctrica

Aplicaciones del sistema de medición de energía •

Identificar áreas de oportunidad para reducir la facturación tales como: o Disminución de demanda/consumo de energía en horario punta o Corrección de factor de potencia o Cambio de tarifa



Identificar los equipos o procesos que impactan en mayor medida el consumo y la demanda. Una vez identificados estos equipos, evaluar la posibilidad de programar la operación de estos de tal manera que su impacto en la facturación sea menor.



Detectar y corregir problemas tales como la disminución del factor de potencia, y determinar si esta disminución es debida a un aumento de carga y/o a la desconexión o degradamiento de los bancos de capacitores. La oportuna detección y corrección de este problema evita multas por bajo factor de potencia.



Verificar de manera inmediata si se están llevando a cabo las acciones acciones de control propuestas para disminuír la facturación y evaluar la efectividad de èstas

Contar con información paralela a la de la compañía suministradora

Componentes del sistema de medición Acometida CFE

kW − hr α NP kVAR − hr α NQ NP,NQ: Número de pulsos registrados en las salidas de energía real y reactiva kW-hr

Medidor CFE (salida de pulsos)

Relevador de Aislamiento

kVAR-hr Sincronización

Sistema de Medición

Medición en subestaciones (sistema distribuído) CFE Señales de corriente (TC's) Generador de emergencia

Señales de voltaje Cable de comunicación

Iluminación Contactos

Piso 1 P i s o 2

Medidor 1

P i s o 3 Piso 4

Piso 5

Aire acondicionado

P i s o 1 Piso 2

Medidor 2

Piso 3 Piso 4

Piso 5

Medición en tableros de distribución a

b

c

n

Medidor ACEE-3F4W

TC TC TC

SUBPANEL

A

B

Registrador de datos

C

N 1 POLO

Carga monofásica

Medidor 3F3W

Medidor 1F2W 2 POLOS

G

3 POLOS

Carga trifásica

Beneficios de contar con sistema distribuído de medición •

Distribuír costos por línea de producción (facturación interna)



Calcular Indices energéticos (Unidad de producción / kW-h) y compararlos con los niveles recomendados



Identificar los grupos de cargas que contribuyen en mayor medida a la demanda máxima y/o al bajo factor de potencia y tomar acciones encaminadas a mejorar esta situación



Determinar la eficiencia con que se utiliza la energía eléctrica en la planta



Detectar Problemas relacionados con la regulación y el desbalance de voltaje



Establecer el nivel de carga de los transformadores y alimentadores



Determinar la cantidad de kVAr neecesarios para la corrección óptima del factor de potencia



Detectar procesos en los que se tiene una subutilización de motores



Identificar procesos en los cuales la utilización de motores de alta eficiencia y/o de variadores de velocidad representarían un ahorro significativo de energía



Determinar el estado de los bancos de capacitores

Sistema de Monitoreo de energía EGADE CFE

CM2350

CM2350

CM2350

Generador de Emergencia

Intranet ITESM

Planta Física Campus Monterrey

Captura de formas de onda EGADE

Monitoreo Acometidas ITESM Campus Mty (en proceso) CFE 505

CFE 500

Medidor CFE

IBERDROLA

Medidor IBERDROLA

Medidor CFE

TC/TP

TC/TP Salida de Pulsos Power Measurement PM7500

TC/TP Salida de Pulsos Power Measurement PM7500

Salida de Pulsos Power Measurement PM7500

Base de datos

ION

ITESM Campus Monterrey

Sistema de Monitoreo ITESM

Sistema de medición a nivel sistema

Computadora Campus Mty Base de Datos

Campus 1

Campus 2

Campus 3

Intranet

Procesamiento de la información (Facturación)

Base de Datos Sistema

Energía Consumida(kW-hr) DB

DI

DP

03/01/00 03/02/00 03/03/00 03/04/00 03/05/00 03/06/00

7300

P(kW)

7200 7100 7000 6900

HB

HI

HP

6800 6700 0:05

tiempo

Perfiles

HI

Base Intermedio Punta Total 144597.6 367088.4 73332 585018 146221.2 369421.2 73656 589298.4 145004.4 374673.6 75384 595062 172476 420933.6 0 593409.6 172476 420933.6 0 593409.6 150213.6 384346.8 76708.8 611269.2

Demandas(kW) 03/01/00 Base Intermedio Punta 03/02/00 24321.6 25228.8 24667.2 03/03/00 24667.2 25315.2 25056 03/04/00 24624 26438.4 25574.4 03/05/00 25099.2 25142.4 0 03/06/00 25099.2 25142.4 0

Resúmen diario de consumos y demandas por horario

Horario kW-h Base 923,860.80 Intermedio 2,544,451.20 Punta 370,828.80 TOTAL 3,839,140.80

Horario kW Base Intermedio Punta Facturable

kVAR-hr 1670346

$/kW-h $ 0.26857 $ 0.30195 $ 0.84940

$/kW 24,969.6 25,660.8 25,617.6 25,621.9 $

fp 0.92

$ $ 248,121.30 $ 768,297.04 $ 314,981.98 $ 1,331,400.32

$ 55.767 $ 1,428,857.61

CFP -0.463% $

SUBTOTAL IVA

$ 2,747,487.76 $ 412,123.16

TOTAL

$ 3,159,610.93

$fp (12,770.17)

Facturación por planta y/o línea de producción

IV) Corrección de Factor de Potencia

Al corregir el factor de potencia se logran los siguientes beneficios: •Se disminuye el importe de la factura •Se recupera capacidad instalada en transformadores, alimentadores e interruptores •Se disminuyen las pérdidas I2R •Se disminuye la caída de voltaje

Penalización/Bonificación por factor de potencia

Corrección de factor de potencia La corrección de factor de potencia puede llevarse a cabo con capacitores o filtros El tiempo de recuperación de la inversión es de normalmente de 4 a 10 meses dependiendo de los siguientes factores: §Factor de potencia original y factor de potencia deseado §Uso de bancos de capacitores o filtros de armónicas §Bancos fijos o automáticos (depende del factor de carga) Filtro de armónicas

ITM Reactor Capacitor

Beneficios de la correción de factor de potencia CFE 13.8 kV, MVA SC = 50, X/R=3

CFE 13.8 kV, MVA SC = 50, X/R=3

86 A

2000 kVA Z=10%, X/R = 5

64 A 2000 kVA Z=10%, X/R = 5

2465 A

1850 A

1750 HP, fp=0.75(-), Eficiencia = 8 5%

ST = 2050 > 2000! Pérdidas media tensión 3 * ( 8 6 ) 2 * 1.27 = 2 8 .8 kW

ST= 1540 < 2000 Pérdidas media tensión 3 * ( 6 4 ) 2 * 1.27 = 15.6 kW DV(%) =( 1350/2000) * 10 =6.75 %

Beneficios de la correción de factor de potencia Reducción de pérdidas      

   

%∆P =100 1− fp fp' 80 A 0.2 Ω

A

   

2     

55 A A

0.2Ω

440V

440V

M

M 50 HP Eff=90%

factor de potencia =0.69 Corriente ~ 80 A Pérdidas en cable 3840 Watts

Banco de capacitores

50 HP Eff=90%

factor de potencia =1.0 Corriente ~ 55 A Pérdidas en cable 1815 Watts

Referencias [1] http://www.conae.gob.mx [2] http://www.cre.gob.mx [3] http://www.cfe.gob.mx [4] http://www.watthourmeters.com [4] Fascículo de Administración y control de demanda FIDE [5] Curso Interactivo Administración de demanda y compensación del factor de potencia [5]Elementos Básicos de un diagnóstico energético orientado a la aplicación de un programa de ahorro de energía FIDE [6]The Dranetz Field Handbook of Electrical Energy Management DRANETZ, 1992

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