Tesis de grado sobre armonicos

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
ESTUDIO DE ARMÓNICOS Y FACTOR DE POTENCIA EN UN GRUPO
DE GRANDES CLIENTES DEL ESTADO NUEVA ESPARTA
POR
JULIO CÉSAR CHACÓN GÓMEZ
INFORME FINAL DE PASANTÍA
PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR POR EL TÍTULO DE
INGENIERO ELECTRICISTA
(TOMO 1)
Sartenejas, Marzo de 2006

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
POR
TUTOR ACADÉMICO: PROF. ROBERTO ALVES
TUTOR INDUSTRIAL: ING. RAÚL CARVALHO
INFORME FINAL DE PASANTÍA
PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR POR EL TÍTULO DE
INGENIERO ELECTRICISTA
Sartenejas, Marzo de 2006

iv
POR
RESUMEN
El objetivo fundamental del proyecto es proponer, basados en un estudio de corrección
del factor de potencia y de contenido armónico en grandes clientes del estado Nueva Esparta,
la necesidad de compensación reactiva capacitiva y/o de instalación de filtros armónicos en
dichos puntos, asentados en un estudio de factibilidad técnico-económico. Las alternativas
planteadas buscan disminuir las demandas máximas, lo que se traduce en obtener beneficios
económicos que se verán reflejados en la facturación mensual del cliente, además se busca
incentivar así el uso eficiente de la energía y mejorar la Calidad del Servicio Eléctrico.
Para la elaboración del trabajo se realizó una recopilación de los registros de carga
medidos en cada uno de los clientes estudiados, en períodos semanales. De esta forma se pudo
caracterizar la naturaleza variable de la carga. Se evaluó el contenido armónico de tensiones y
corrientes (tomando como base la norma IEEE 519). Posteriormente se realizó el cálculo de
la compensación a pasos que mejor se ajustara a la curva de carga en cada caso (sin
sobrecompensar ninguna de las fases) y se verificó de forma preliminar posibles resonancias
(necesidad de instalar filtros). Seguidamente se calculó el ahorro en la facturación (por
demanda ahorrada, según el régimen tarifario actual de la empresa), para con ello obtener el
tiempo de retorno de la inversión inicial a realizar en caso de instalar bancos o PAYBACK
(que no toma en cuenta el valor del dinero en el tiempo), además del Valor Presente Neto.
En general se observó poca perturbación armónica en los clientes, así como bajos
factores de potencia, por lo que es viable la instalación de compensadores siempre y cuando
sea económicamente factible.

v
ÍNDICE GENERAL
CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN .........................................................................................1
1.1. Definición del problema.............................................................................................1
1.2. Planteamiento del problema .......................................................................................1
1.3. Antecedentes del problema.........................................................................................1
1.4. Justificación e importancia del problema...................................................................2
CAPÍTULO 2: OBJETIVOS...................................................................................................4
2.1. Objetivo general .........................................................................................................4
2.2. Objetivos específicos..................................................................................................4
CAPÍTULO 3: DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA............................................................5
3.1. Ubicación....................................................................................................................5
3.2. Breve reseña histórica.................................................................................................5
3.3. Corporación CMS Energy ..........................................................................................6
3.4. Organigrama...............................................................................................................6
3.5. Infraestructura Básica...............................................................................................11
3.6. Visión .......................................................................................................................13
3.7. Misión.......................................................................................................................13
3.8. Valores Corporativos................................................................................................13
3.8.1. Ética y conducta impecables ................................................................................13
3.8.2. Satisfacción del Cliente ....................................................................................13
3.8.3. Productividad....................................................................................................14
3.8.4. Desarrollo de los Empleados................................................................................14

vi
3.8.5. Seguridad..........................................................................................................14
3.8.6. Crecimiento y Desarrollo del Negocio.................................................................14
CAPÍTULO 4: ASPECTOS TEÓRICOS ............................................................................15
4.1. Calidad del Servicio Eléctrico..................................................................................15
4.2. Armónicos ................................................................................................................17
4.2.1. Descripción.......................................................................................................17
4.2.2. Resonancia............................................................................................................20
4.2.3. Solución técnica para la reducción de armónicos (Filtros)...............................22
4.2.4. Normativa Internacional empleada para la evaluación del grado de contaminación
armónica de la carga y los perfiles de tensión de los clientes evaluados. ........................24
4.2.5. Normativas Nacionales.............................................................................................27
4.3. Compensación Capacitiva ........................................................................................29
4.3.1. Descripción...........................................................................................................29
4.4. Seguridad industrial..................................................................................................31
4.5. Analizadores de Red (Sistemas Unipower)..............................................................37
4.5.1. Conexión de los Analizadores de red ...................................................................39
CAPÍTULO 5: GRUPO DE ESTUDIO................................................................................42
5.1. Selección de clientes.................................................................................................42
5.2. Levantamiento: Capacidad Instalada........................................................................43
5.3. Recopilación de datos en los puntos de medición....................................................44
5.4. Criterio empleado .................................................................................................46
CAPÍTULO 6: DISCUSIÓN DE RESULTADOS...............................................................48
6.1. Contenido Armónico: Requerimientos de Filtrado ..................................................48

vii
6.1.1. Armónicos en Corrientes......................................................................................48
6.1.2. Armónicos en Voltajes .........................................................................................60
6.2. Factor de Potencia: Compensación Capacitiva ........................................................64
6.3. Verificación preliminar de resonancias.........................................................................70
6.4. Análisis Económico...................................................................................................71
CAPÍTULO 7: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.........................................79
BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................................................81
ANEXOS .................................................................................................................................83

viii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 3.1. Ubicación Geográfica de SENECA .........................................................................5
Figura 3.2. Organigrama General de SENECA..........................................................................7
Figura 3.3. Organigrama de la Dirección de Operaciones Técnicas ..........................................8
Figura 3.4. Organigrama de la Dirección de Administración y Finanzas ..................................9
Figura 3.5. Organigrama de la Dirección Comercial................................................................10
Figura 3.6. Organigrama de la Dirección de Legal y Relaciones Corporativas.......................10
Figura 3.7. Organigrama de la Dirección de Generación.........................................................11
Figura 3.8 Sistema de subtransmisión–distribución de SENECA............................................12
Figura 4.1 Objetivo y atributos del suministro eléctrico ..........................................................15
Figura 4.2 Onda distorsionada..................................................................................................17
Figura 4.3. Flujo normal de corrientes armónicas....................................................................19
Figura 4.4. Instalación de condensador ....................................................................................20
Figura 4.5 Transductor de corriente (rojo). ..............................................................................38
Figura 4.6 Software PowerProfile ...........................................................................................39
Figura 4.7 Software DIP 8000..................................................................................................39
Figura 4.8 Esquema de medición para los equipos Unipower .................................................40
Figura 4.9 Medición de potencia con método de un vatímetro ................................................40
Figura 4.10 Método de los dos vatímetros ...............................................................................41
Figura 4.11 Método de los tres vatímetros ...............................................................................41
Figura 5.1. Pedestal de 300 KVA.............................................................................................43

ix
Figura 5.2. Recopilación de data (Equipo Instalado) ...............................................................44
Figura 5.3. Punto de Medición .................................................................................................45
Figura 6.1. Unifilar de alimentación SENECA y CC Sambil ..................................................52
Figura 6.2. Unifilar de la alimentación de Hielos Punta de Piedra ..........................................57
Figura 6.3. Triángulo de potencia tomando en cuenta la potencia de distorsión [3]................67
Figura 6.4. Aproximación lineal para estimar los costos de los bancos de condensadores
(480 V)......................................................................................................................................73

x
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla I. Límites de Corriente Armónica para Carga no lineal en el Punto Común de
Acoplamiento (PCC) con otras cargas, para voltajes entre 120 – 69000 Volts........................26
Tabla II. Límites de distorsión de Voltaje según IEEE 519.....................................................27
Tabla III. Niveles de referencia para las armónicas de tensión en BT (U<1KV).....................29
Tabla IV. Protección para Sistemas Aéreos Energizados Aislados..........................................34
Tabla V. Protección para Sistemas Aéreos Desenergizados ....................................................34
Tabla VI. Protección para Sistemas Subterráneos....................................................................35
Tabla VII. Distancias de Seguridad..........................................................................................35
Tabla VIII. Efectos de la Corriente ..........................................................................................36
Tabla IX. Clientes estudiados...................................................................................................42
Tabla X. Capacidad Instalada en clientes estudiados...............................................................43
Tabla XI. Valores máximos de las corrientes de carga y su respectiva fundamental...............49
Tabla XII. Porcentaje de carga en los transformadores de los clientes estudiados. .................50
Tabla XIII. Valores de TDD correspondiente a cada cliente. ..................................................51
Tabla XIV. Datos de la barra de 115 KV de la subestación Pampatar.....................................52
Tabla XV. Datos del Transformador # 2 (Subestación Pampatar)...........................................53
Tabla XVI. Cálculo de los SCR de Sambil y sede SENECA...................................................53
Tabla XVII. Límites más estrictos según norma IEEE 519 para distorsión de Corriente........54
Tabla XVIII. Porcentaje de Amplitudes Armónicas I2 con respecto a su fundamental máxima
..................................................................................................................................................55

xi
Tabla XIX. Porcentaje de Amplitudes Armónicas I4 con respecto a su fundamental máxima 55
Tabla XX. Porcentaje de Amplitudes Armónicas I6 con respecto a su fundamental máxima .56
Tabla XXI. Bases para las impedancias ...................................................................................57
Tabla XXII. Valores de las impedancias del unificar de Hielos Punta de Piedra ....................58
Tabla XXIII. Cálculo del SCR en Hielos Punta de Piedra.......................................................58
Tabla XXIV. Valores de Irmsh ................................................................................................59
Tabla XXV. Banda de tolerancia de las tensiones (Calidad del Servicio) ...............................61
Tabla XXVI. Porcentajes de Distorsión Armónica en Voltajes...............................................62
Tabla XXVII. Porcentaje de las Amplitudes Armónicas U1 con respecto a su fundamental...63
Tabla XXVIII. Porcentaje de las Amplitudes Armónicas U3 con respecto a su fundamental..63
Tabla XXIX. Porcentaje de las Amplitudes Armónicas U5 con respecto a su fundamental ....64
Tabla XXX. Valores máximos de las P y S, además de los factores de potencia bajo Smáx ..65
Tabla XXXI. Valores Máximos de Potencia Reactiva por fase ...............................................66
Tabla XXXII. Especificaciones de los compensadores obtenidos a través de la simulación...68
Tabla XXXIII. Beneficio obtenido al instalar la compensación ..............................................69
Tabla XXXIV. NCC en subestaciones (115 KV) de SENECA ...............................................70
Tabla XXXV. NCC de los clientes estudiados en el PCC y frecuencias de resonancia. .........71
Tabla XXXVI. Licitación de Schneider Electric......................................................................72
Tabla XXXVII. Costos estimados de los bancos de capacitores..............................................74
Tabla XXXVIII. Tiempo de retorno de la inversión inicial (PAYBACK) ..............................75
Tabla XXXIX. VPN de cada uno de los clientes estudiados....................................................77

xii
LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS
- A: Amperios
- AT: Alta Tensión
- Bs/mes: Bolívares por mes
- BT: Baja Tensión
- CC: Cortocircuito
- CSE: Calidad del Servicio Eléctrico
- f: Frecuencia
- FP1,2: Factor de Potencia de la Fase A
- FP3,4: Factor de Potencia de la Fase B
- FP5,6: Factor de Potencia de la Fase C
- I2: Corriente de la Fase A
- I4: Corriente de la Fase B
- I6: Corriente de la Fase C
- IL: Máxima corriente de carga (a frecuencia fundamental)
- ISC: Máxima corriente de cortocircuito en el Punto de Acoplamiento Común
- Irmshe: Corriente Armónica respecto a la demanda máxima (Europea)
- Irmshu: Corriente Armónica respecto a la demanda máxima (Americana)
- KVA: KiloVoltio-Amperios
- KVAR: KiloVoltio-Amperios Reactivos
- KWh: Kilovatio hora
- Max: Máximo
- Min: Mínimo
- MT: Media Tensión
- NIS: Número de Suministro

xiii
- nom: Nominal
- OPEN SGC: Software del Sistema de Gestión Comercial
- P: Potencia Activa
- P1,2: Potencia Activa de la Fase A
- P3,4: Potencia Activa de la Fase B
- P5,6: Potencia Activa de la Fase C
- Prom: Promedio
- Q: Potencia Reactiva
- Q1,2: Potencia Reactiva de la Fase A
- Q3,4: Potencia Reactiva de la Fase B
- Q5,6: Potencia Reactiva de la Fase C
- S1,2: Potencia Aparente de la Fase A
- S3,4: Potencia Aparente de la Fase B
- S5,6: Potencia Aparente de la Fase C
- SENECA: Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta C.A
- TDDe: Distorsión Armónica respecto a la demanda máxima (Europea)
- TDDu: Distorsión Armónica respecto a la demanda máxima (Americana)
- THDe1: Coeficiente de Distorsión Armónica Total Europea de U1
- THDe2: Coeficiente de Distorsión Armónica Total Europea de I2
- THDu1: Coeficiente de Distorsión Armónica Total Americana de U1
- THDu2: Coeficiente de Distorsión Armónica Total Americana de I2

xiv
- TMAR: Tasa Mínima Aceptable de Rendimiento
- TRX: Transformador
- U1: Tensión de la Fase A
- U2: Tensión de la Fase B
- U3: Tensión de la Fase C
- V: Voltios
- Vf-n: Voltaje Fase-Neutro
- VPN: Valor Presente Neto
- W: Vatio

1
CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN
1.1. Definición del problema
En la actualidad existen un gran número de dispositivos que distorsionan el estado
normal de las redes eléctricas (armónicos). Por otro lado, la mayoría de las cargas industriales
conectadas a la red tienen un carácter inductivo. La potencia reactiva, tradicionalmente ha
sido suministrada por las empresas eléctricas, pero pudiera ser suplida por los propios
clientes. Para explorar esta posibilidad, se requiere un estudio exhaustivo para elegir los
compensadores que proporcionen dicha potencia reactiva, tomando en cuenta que ellos se
instalan en paralelo con la inductancia del sistema de potencia, y puede producirse la
excitación de frecuencias naturales próximas a las armónicas presentes (condición resonante).
Además debe resaltarse que tan factible económicamente será para el consumidor surtir estos
reactivos según el ahorro que ello le genere en las facturaciones subsiguientes.
1.2. Planteamiento del problema
Siguiendo con la iniciativa de la empresa SENECA de fomentar el uso eficiente de la
energía eléctrica, se requiere la instalación de compensadores de energía reactiva capacitiva
en los clientes grandes (costeados por estos) para producir ahorros en sus demandas,
motivados por un beneficio económico.
1.3. Antecedentes del problema
La empresa SENECA, inició a finales del año 2001, el programa uso eficiente de la
energía, a través del cual se persigue el logro de una serie de objetivos, como lo son entre
otros, el cumplir con las directrices trazadas en el contrato de concesión, además de lo
establecido por la propia Ley Orgánica del Servicio Eléctrico en lo referente al fomento del
uso racional de la energía.

2
El objetivo principal de éste programa es proveer a los clientes de un estudio formal
sobre el uso dado al suministro energético proporcionado, incluyendo diagnóstico, opciones
y/o recomendaciones (justificadas), información técnica y orientación sobre diversos aspectos,
todo ello dirigido hacia la procura de un uso más eficiente de la energía por parte de los
consumidores.
Las necesidades de implementar un programa energético radican en el despilfarro
energético y el uso inadecuado del suministro, los cuales afectan tanto al cliente, ya que
encarecen la factura, acortan la vida útil de sus equipos e instalaciones y puede afectar
negativamente su línea de producción, entre otras, como a la empresa eléctrica que lo provee,
esto elevando las caídas de tensión, además que se aprovecha lo menos posible la
infraestructura disponible.
1.4. Justificación e importancia del problema
Una de las maneras en que las empresas de electricidad a nivel nacional e
internacional han intentado hacer reflexionar a las industrias sobre la conveniencia de generar
o controlar su consumo de energía reactiva ha sido mediante un cargo por demanda en la
facturación mensual (Bs/KVA), es decir, cobrándolos por capacidad suministrada en KVA,
donde están incluidos los KVAR entregados al usuario. Por ello, se han estado estudiando las
posibilidades de generar y entregar gran parte de estos KVAR de forma más económica a
través de bancos de capacitores, evitando así que se genere y transporte por las redes de
distribución de la empresa surtidora. Esto mientras no vayan a existir resonancias que pueda
traer consecuencias no deseadas, ello debido a la presencia de una fuerte contaminación
armónica en el cliente.
Su importancia radica en que para el caso de un factor de potencia bajo (inferior a 0,95
por ejemplo), implica que los artefactos tienen elevados consumos de energía reactiva

3
respecto a la energía activa, produciéndose una circulación excesiva de corriente eléctrica en
sus instalaciones y en las redes de la empresa distribuidora, lo cual trae consigo:
- Aumentan las pérdidas por calentamiento refiriéndonos a motores o transformadores.
- Aumenta la potencia aparente entregada por el transformador para igual potencia activa
utilizada.
- Además, produce alteraciones en las regulaciones de la calidad técnica del suministro
(variaciones de tensión), con lo cual empeora el rendimiento y funcionamiento de los
artefactos y quita capacidad suficiente de respuesta de los controles de seguridad como ser
interruptores, fusibles, etc.
Por otro lado, la presencia de armónicos en los clientes puede acarrear además de
condiciones de resonancia, una cantidad de inconvenientes, entre los cuales podemos
mencionar algunos de los más relevantes:
- Aumento de las perdidas en la red eléctrica.
- Baja calidad de la energía eléctrica consumida.
- Aumento de las temperaturas de funcionamiento sobre los transformadores alimentadores,
así como condiciones de sobrecarga.
Finalmente es de notar que en este proyecto se presentan algunos aspectos teóricos
relacionados con el problema presentado, así como el criterio utilizado para atacar el mismo y
por último los resultados obtenidos con sus respectivos análisis.

4
CAPÍTULO 2: OBJETIVOS
2.1. Objetivo general
El proyecto contempla la factibilidad técnico-económica de compensar
capacitivamente algunos grandes clientes del estado Nueva Esparta, fundamentados en
evaluar el impacto sobre su facturación, mediante la recopilación de registros de carga y su
análisis de contenido armónico (resonancias) utilizando estándares internacionales.
2.2. Objetivos específicos
- Aprender a utilizar los equipos analizadores de red así como su software asociado.
- Recopilar registros de red de ciertos grandes clientes de SENECA.
- Recaudar y organizar las normas nacionales, regionales, y estándares internacionales
relativas al problema de la contaminación armónica, su mitigación y control.
- Estudiar el régimen de facturación de la empresa.
- Evaluación del impacto de compensar capacitivamente la red y la facturación propia del
cliente.
- Estudiar de falibilidad económica del proyecto.
- Realizar propuestas finales para los clientes justificadas económicamente.

5
CAPÍTULO 3: DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA
3.1. Ubicación
La empresa en la cual se desarrolló el presente proyecto de grado fue SENECA
(Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, C.A.), la misma está ubicada en el sector San
Lorenzo, Municipio Maneiro, Estado Nueva Esparta.
Figura 3.1. Ubicación Geográfica de SENECA
3.2. Breve reseña histórica
La empresa SENECA se creó en el año de 1998 a través de la transferencia de los
activos de generación, transmisión y distribución de CADAFE localizados en el Estado
Nueva Esparta, los cuales conforman toda la estructura de la cual se originó el proceso de
privatización posteriormente aprobado por el Ejecutivo Nacional y ejecutado por el Fondo de
Inversiones de Venezuela (FIV). El contrato de concesión suscrito entre SENECA y el
Ministerio de Energía y Minas (MEM), actualmente Ministerio de Energía y Petróleo (MEP),
firmado en Julio de 1998, con fundamentos en la Ley Orgánica Sobre Concesiones de Obras
SENECA

6
Públicas y Servicios Públicos Nacionales, establece las condiciones y términos de la
prestación, aparte de ser el instrumento fundamental que regula su actividad, adicional al
marco legal vigente, Ley Orgánica del Servicio Eléctrico promulgada en Diciembre del año
1999 y su reglamento, entre otros, ha otorgado a la empresa eléctrica una concesión de 50
años de distribución exclusiva y otra de 10 años de generación exclusiva.
Dicho proceso se llevó a cabo por medio de una licitación internacional que se basó en
la venta del 70 % de las acciones Clase “A” de SENECA, resultando ganador la empresa
norteamericana CMS Energy con base en la ciudad de Michigan, USA, quien adquirió dichas
acciones de la empresa eléctrica a través de su filial ENELMAR C.A, y comenzó a operar en
Octubre del año 1998. Adicionalmente fueron ofrecidas un 20% de las acciones en el
Programa de participación Laboral y el 10% restante fueron ubicadas en el mercado de
capital interno para la participación del público en general.
3.3. Corporación CMS Energy
Mediante la ejecución del proceso de privatización de los activos de SENECA, la
Corporación CMS Energy pasó a constituirse como el principal accionista de la empresa.
CMS Energy es una compañía internacional de energía con proyectos significativos en todo el
mundo. Como una compañía de energía, las actividades comerciales de CMS abarcan cinco
áreas principales: generación de energía eléctrica, explotación y producción de gas y petróleo,
transmisión y almacenamiento de gas natural y operaciones de servicio de gas. CMS maneja y
opera a SENECA.
3.4. Organigrama
La empresa SENECA posee un organigrama de tipo vertical, donde las líneas de
mando vienen dadas de arriba hacia abajo, con el nivel de más alta jerarquía ubicado en la
parte superior, siendo el mismo la Dirección General, la cual es la responsable de la dirección

7
y administración de todos los recursos disponibles, para la consecución de los objetivos de la
Empresa. Ésta es apoyada y asesorada por cinco áreas que guardan estrecha relación entre sí,
siendo tan importantes unas como otras ya que de su buen funcionamiento depende la
estabilidad de toda la Compañía.
Dirección de
Operaciones
Técnicas
Dirección de
de Administración
y Finanzas
Dirección
Comercial
Dirección de
Legal y
Relaciones
Corporativas
Dirección
de Generación
DIRECCIÓN GENERAL
Figura 3.2. Organigrama General de SENECA
3.4.1. Dirección de Operaciones Técnicas: Es la encargada de evaluar integralmente el
comportamiento del sistema eléctrico del Estado al igual que de la formulación de políticas en
materia de distribución y mantenimiento. Valida estadísticas e indicadores relacionados con el
sistema eléctrico (Distribución, Generación y Transmisión) y evalúa desarrollos tecnológicos,
costos, recuperación de materiales y equipos, etc. La dirección esta conformada por las
siguientes áreas:
• Gerencia de Operaciones y Mantenimiento.
• Departamento de Estudios y Planificación.
• Departamento de Ingeniería y Obras.

8
Asistente
Administrativo
Coordinación
Administrativa
Dpto. de
Estudios y
Planificación
Dpto. de
Igeniería
y Obras
Dpto. de
Operaciones
Dpto. de
Mantenimiento
Gerencia de
Operación y
Mantenimiento
DIRECCIÓN DE
OPERACIONES
TÉCNICAS
Figura 3.3. Organigrama de la Dirección de Operaciones Técnicas
3.4.2. Dirección de Administración y Finanzas: Es el área que registra y controla todas las
operaciones financieras, contables, y administrativas de la Empresa, observando el uso
adecuado de los recursos económicos y la mejor prestación de servicios al personal y soporte
interno a todas las áreas de la empresa. La Dirección de Administración y Finanzas esta
conformada por las siguientes Gerencias:
• Gerencia de Administración.
• Gerencia de Finanzas.
• Gerencia de Compras y Logística.
• Gerencia de Recursos Humanos.
• Gerencia de Tecnología Informática y Telecomunicaciones.

9
Asistente
Administrativo
Gerencia de
Recursos
Humanos
Gerencia de
Administración
Gerencia de
Compras y
Logística
Gerencia de
Finanzas
Gerencia de
Informática
Gerencia de
Seguridad
Industrial
DIRECCIÓN DE
ADMINISTRACIÓN
Y FINANZAS
Figura 3.4. Organigrama de la Dirección de Administración y Finanzas
3.4.3. Dirección Comercial: Es la responsable de proveer un servicio comercial de calidad a
los clientes, así como, de satisfacer las expectativas y necesidades del mismo, mejorar la
gestión financiera y lograr que los clientes perciban que las tarifas reflejan costos de una
gestión empresarial eficiente que satisface sus requerimientos de servicios comerciales. La
Dirección Comercial es apoyada por:
• Gerencia de Atención al Cliente.
• Gerencia de Mercadeo Corporativo.
• Gerencia de Crédito y Cobranza.
• Gerencia de Gestión Técnica.
Además, cuenta con oficinas comerciales en las localidades de Porlamar, La Asunción,
Juan Griego, Isla de Coche, Boca del Río, Villa Rosa y en el área Comercial de su Sede
Principal (Pampatar).

10
Asistente
Administrativo
Administración
del Open SGC
Gerencia de
Crédito y
Cobranza
Gerencia de
Atención al
Cliente
Gerencia de
Mercadeo
Corporativo
Administración
Comercial
Dpto. de
Soporte de
Gestión
Comercial
Gerencia de
Gestión
Técnica
DIRECCIÓN
COMERCIAL
Figura 3.5. Organigrama de la Dirección Comercial
3.4.4. Dirección de Legal y Relaciones Corporativas: Es la responsable de mantener las
actividades de la Empresa dentro del marco legal establecido y realiza todos los trámites
requeridos por la legislación vigente, es responsable, además, de proyectar, fortalecer y cuidar
la imagen de la empresa, a través de los medios masivos de comunicación y de campañas
encaminadas a apoyar el afianzamiento de la imagen de la Empresa y sus relaciones con la
comunidad. Esta dirección está conformada por:
• Gerencia de Asuntos Legales.
• Coordinación de Comunicación y Relaciones con la Comunidad.
Asistente
Administrativo
Abogado
Asesor
Asistente de
Comunicaciones
Coordinación de
Comunicaciones
DIRECCIÓN DE
LEGAL Y
RELACIONES
CORPORATIVAS
Figura 3.6. Organigrama de la Dirección de Legal y Relaciones Corporativas

11
3.4.5. Dirección de Generación: Es la responsable del manejo del área de Generación, tanto
en la operación como en el mantenimiento de las unidades, para asegurar la producción de
energía con la demanda que requiera la Isla, cumpliendo para esto con las leyes del medio
ambiente y las normas internas y externas de Seguridad Industrial.
Asistente
Administrativo
Coordinación
Administrativa
Dpto. de
Operaciones
Dpto. de
Mantenimiento
DIRECCIÓN
DE GENERACIÓN
Figura 3.7. Organigrama de la Dirección de Generación
3.5. Infraestructura Básica
En materia de generación la empresa dispone de la Planta Luisa Cáceres de Arismendi,
con una capacidad nominal instalada de 198 MW; y la Planta de Coche, con una capacidad de
6,5 MW. En cuanto a la infraestructura de distribución, SENECA cuenta con seis
subestaciones de 115 KV (S/E Luisa Cáceres, S/E Los Millanes, S/E La Asunción, S/E
Pampatar, S/E Los Robles y S/E Porlamar) y seis de 34,5 KV (S/E Boca de Río, S/E Las
Hernández, S/E Aeropuerto, S/E Conejeros, S/E Morropo y S/E Aricagua), además de cerca
de 100 Km de líneas de 115 KV, 90 Km en 34,5 KV y 984 Km en 13,8 KV, al igual que las
dos subestaciones de vinculación con el Sistema Interconectado Nacional en tierra firme
(Chacopata I y II, Estado Sucre), de las cuales una de ellas (Chacopata II) se encuentra
todavía inoperativa y desde la otra (Chacopata I) sale el cable submarino (una terna más un
conductor de reserva) con una capacidad nominal de 100 MW.

12
Figura 3.8 Sistema de subtransmisión–distribución de SENECA

13
3.6. Visión
La visión de la empresa es ser reconocida en los próximos años como la empresa de
servicios eléctricos más eficiente del país y líder en el desarrollo de su comunidad, por la
calidad de su tecnología, la competencia de su recurso humano y por su permanente
orientación a satisfacer las necesidades del mercado y a promover el desarrollo económico y
social del estado Nueva Esparta.
3.7. Misión
Proveer servicios energéticos buscando soluciones que satisfagan las necesidades de
sus clientes, apoyándose en la ética, tecnología y desarrollo de su personal y proveedores,
optimizando los recursos y resultados, a fin de promover el bienestar y crecimiento de la
comunidad.
3.8. Valores Corporativos
3.8.1. Ética y conducta impecables
Todos los empleados de SENECA interactuarán con sus clientes, reguladores,
funcionarios públicos, vendedores y compañeros de trabajo con el más alto nivel de ética y
conducta.
3.8.2. Satisfacción del Cliente
SENECA se esforzará constantemente en darle a sus clientes la mejor atención y
calidad en los productos. SENECA escuchará las preocupaciones de sus clientes y reguladores
a fin de adaptar el negocio para entregar un producto con nuestras expectativas de mercado.

14
3.8.3. Productividad
Uno de los retos que debe asumir la empresa en busca de su permanente crecimiento y
desarrollo es lograr los niveles óptimos de productividad, que hagan del negocio una actividad
eficiente, eficaz y rentable. Esto asegura además, el cumplimiento de sus obligaciones y
responsabilidades con su personal, sus clientes y la comunidad en general.
3.8.4. Desarrollo de los Empleados
La compañía tiene la obligación de entrenar y capacitar a sus empleados, a fin de
alcanzar un nivel de trabajo competente y motivado. Las políticas de la compañía,
procedimientos y programas deben ser flexibles y efectivos, Para que a los empleados que
tengan el entusiasmo de contribuir tanto con el éxito de la compañía como con el crecimiento
personal, les sea dada la oportunidad de crear valor y desarrollar su creatividad.
3.8.5. Seguridad
SENECA establecerá condiciones de trabajo y la prestación del servicio eléctrico que
brinden seguridad a sus empleados y al público en general con la más alta consideración.
Estará consciente y actuará de acuerdo a las normas de seguridad, sentido común y a las
disposiciones de política general para la conservación del medio ambiente.
3.8.6. Crecimiento y Desarrollo del Negocio
Conciente del vínculo innegable entre el éxito de la compañía y el éxito de la
comunidad a la que sirve, la empresa a través de su personal persigue continuamente mejorar
la calidad de sus servicios y el medio ambiente del negocio en general, a fin de atraer nuevos
negocios y expandir los existentes, para promover el desarrollo económico de la comunidad
neoespartana.

15
CAPÍTULO 4: ASPECTOS TEÓRICOS
4.1. Calidad del Servicio Eléctrico
En los últimos años, la Calidad de Servicio Eléctrico se ha transformado en un tema de
gran importancia, debido a la incorporación masiva de la electrónica de potencia y cargas no
lineales en el sistema. La misma es relevante tanto para las empresas proveedoras de
electricidad como para los consumidores o usuarios finales de este servicio, dada la diversidad
de aspectos técnicos y comerciales involucrados en el suministro.
Éste es un término utilizado para referirse al estándar de calidad que debe tener el
suministro eléctrico de las instalaciones, en términos de: Tensión o voltaje constante y de
forma sinusoidal, frecuencia de oscilación constante, mínimas perturbaciones (armónicos,
parpadeos).
Figura 4.1 Objetivo y atributos del suministro eléctrico
El cumplimiento o no de los patrones anteriores es lo que determina que el suministro
sea de calidad. Algunos de los factores que pueden degradar la calidad de la onda son:
- Perturbaciones de origen externo del sistema eléctrico.
- Perturbaciones por fallas en componentes del sistema.
- Perturbaciones por maniobras en el sistema de suministro.
- Cambios en el estado del funcionamiento del sistema.

16
- El funcionamiento de cargas cuya operación normal distorsiona las ondas de corriente
y tensión [3].
Debido a este último factor hay que aclarar que existen dos tipos de cargas: las lineales
o aquellas alimentadas con tensión sinusoidal que demandan una corriente sinusoidal, y las no
lineales, alimentadas por tensión senoidal que demandan una corriente no senoidal.
Entre las cargas no lineales más frecuentes podemos mencionar:
- Hornos de arco y de inducción.
- Saturación de transformadores, reactores, máquinas y otras cargas.
- Sistemas de iluminación convencionales (fluorescentes).
- Compensadores estáticos de reactivos (SVC).
- Motores controlados mediante rectificadores, choppers, inversores, etc.
- Equipos electrónicos con fuentes conmutadas (televisores, computadoras,
impresoras, etc) [3].
Por otro lado, la Calidad del Servicio Eléctrico tiene las siguientes implicaciones:
- Permite valorar y jerarquizar el servicio eléctrico.
- Permite proteger y dar confiabilidad a las cargas.
- Es una responsabilidad compartida y un activo tanto de las empresas de servicio
eléctrico como de los consumidores.
- Obliga a planificar, diseñar, operar y supervisar tanto el sistema de suministro como
los sistemas asociados (cargas) para obtener los niveles de calidad que exigen los requisitos
operativos así como las normas y reglamentos. Por ello requiere de una activa participación de
los consumidores en la mayoría de las etapas de crecimiento del sistema eléctrico [3].

17
4.2. Armónicos
4.2.1. Descripción
Los armónicos son oscilaciones de corriente/tensión que aparecen en presencia de
cargas de comportamiento no lineal. Estas al mezclarse con las ondas sinusoidales
fundamentales las deforman. Por lo tanto los voltajes y las corrientes en una red eléctrica en
régimen permanente, pueden ser descritos teóricamente como la suma de infinitas cantidades
de sinusoides con diferentes amplitudes, frecuencias y cambios de fases (relacionados con la
fundamental).
Figura 4.2 Onda distorsionada
En general:
)cos(..2...)cos(..2)cos(..2)( 11
1
nnKK
n
k
nwtFwtFFokwtFFotf ϕϕϕ −++−+=−+≈ ∑=
donde:
Fo: es la componente de corriente contínua.
F1: la componente de frecuencia fundamental (valor rms).
F2, F3,…,Fn: las componentes armónicos (valores rms).
φk: Desfasaje de las componentes.

18
En una red eléctrica de potencia libre de armónicos únicamente existe la llamada
fundamental (por ejemplo, en Venezuela 60 Hz), y los voltajes o corrientes pueden ser
descritos como una sinusoide que consta de una amplitud y una frecuencia. Si hay otras
frecuencias presentes además de la fundamental, entonces dichos voltajes y corrientes son
descritos como un número de sinusoides de diferentes amplitudes y frecuencias.
Como se menciono anteriormente los armónicos se deben a la no linealidad de ciertos
componentes y cargas presentes en la red, y es debido a ello que aparecen nuevas frecuencias
y amplitudes, que sumadas a la fundamental y la distorsionan. Sabemos que tanto los
resistores, inductores, y condensadores son dispositivos lineales, los que producen al
conectarse al sistema de potencia AC, una corriente sinusoidal. Sin embargo, la corriente no
sinusoidal ocasionada por las fuentes no lineales puede ocasionar la distorsión armónica en el
voltaje del sistema, lo que puede ocasionar problemas para otros dispositivos.
Hoy en día son necesarios ciertos métodos para reducir los armónicos, debido a tres
razones principales:
1. La proliferación en el uso de los convertidores estáticos de potencia.
2. Las resonancias de red han aumentado.
3. Las cargas del sistema de potencia son cada vez más sensibles a los armónicos, es
decir, basan su funcionamiento en que la onda debe ser sinusoidal [20].

19
Figura 4.3. Flujo normal de corrientes armónicas
Podemos observar como el flujo normal de las corrientes armónicas, sin bancos de
condensadores, va desde la carga no lineal hacía le red de suministro, ello porque estas fluyen
hacia donde encuentran las impedancias más bajas.
Usualmente las amplitudes de los armónicos son decrecientes a medida que aumenta
su frecuencia. Por tal motivo, los armónicos de orden superior a 20 rara vez suelen tener
efectos importantes sobre la red y receptores contiguos (salvo resonancias).
La introducción de convertidores de potencia confiables y eficientes ha ocasionado un
aumento elevado en el número de dispositivos generadores de armónicas lo que ha resultado
en su propagación sobre todo el sistema de potencia. La mayor aplicación de ellos está en los
dispositivos variadores de velocidad para el control de motores. Estos dispositivos estáticos se
usan ahora en los motores industriales, ofreciendo mayor eficiencia, mejor control de la
velocidad, y mayor operación libre de mantenimiento comparado con otros dispositivos
convencionales. Los tipos de convertidores mas comunes en la industria son el rectificador,
convertidor de potencia ac en dc, y el inversor que convierte de potencia dc a ac.

20
4.2.2. Resonancia
Por otro lado, el fenómeno de los armónicos es agravado frecuentemente por la
tendencia actual de instalar capacitores para mejorar el factor de potencia o regular el voltaje
(anteriormente resultaba más económico transportar los reactivos para estos fines por las
redes eléctricas), esto debido a que ellos se instalan en paralelo con la inductancia del sistema
eléctrico del cliente, y puede producirse una condición resonante a la frecuencia dada por
(despreciando el valor de R):
CL
fr
∗∗∗
=
π2
1
donde L representa la inductancia asociada a la reactancia de línea (ligada con el nivel de
cortocircuito en por unidad) en el Punto de Acoplamiento Común o punto de interconexión
del cliente a la red de distribución, y la C representa la capacitancia del condensador a
instalar.
Figura 4.4. Instalación de condensador
min
1
NCC
X máxCC =−
En este estudio se realizó una verificación preliminar y preventiva, debido a que se
determinó la frecuencia a la que pudiera existir resonancia paralelo.
Qc
KVA
fofr CC
.=
C

21
donde:
fr: Frecuencia de resonancia.
fo: Frecuencia fundamental
KVAcc: Potencia de Cortocircuito en el punto de instalación del condensador.
Qc: Potencia reactiva capacitiva a instalar [3].
En el caso de resonancia serie, estamos en presencia de un circuito RLC conectado en
serie con la fuente de tensión. Para la frecuencia de resonancia, este circuito ofrece la mínima
impedancia, solo resistiva (R), y la intensidad de la corriente alcanza el máximo. Las
corrientes oscilatorias al fluir por las impedancias generan voltajes armónicos que
distorsionará irremediablemente la onda que circulará por el resto del sistema [4].
Para la resonancia en paralelo, tanto la resistencia, el condensador y la bobina están
conectados en paralelo con la fuente de tensión alterna. El circuito oscilante opone entonces a
la fuente la impedancia máxima, o lo que es igual una admitancia mínima (1/R), entonces al
pasar una pequeña corriente, se generan valores de tensión elevados.
Por ejemplo, si una corriente armónica es inyectada (desde un convertidor estático de
potencia) con una frecuencia cercana a la resonante, puede entonces circular una alta corriente
oscilante, la que podría dañar el fusible de los condensadores y producir voltajes armónicos
altos.
En el sistema de potencia, las corrientes armónicas son uno de los principales
inconvenientes existentes, ocasionando recalentamiento y pérdida de vida útil. Esto referido a
motores o transformadores. El impacto es aún mayor cuando la resonancia de la red amplifica

22
las corrientes armónicas. Los armónicos pueden también interferir en la operación de relés y
mediciones.
La distorsión armónica de voltaje puede ocasionar esfuerzos en el aislamiento de los
equipos, particularmente en condensadores. Cuando los armónicos deforman el voltaje en el
banco de condensadores, el voltaje pico puede ser lo suficientemente alto como para
ocasionar una descarga parcial, o efecto corona, dentro del dieléctrico del condensador. Esto
puede producir eventualmente un cortocircuito entre bornes y carcasa y hacer fallar al mismo.
Además del aumento en los generadores de armónicas y resonancias de red, las cargas
y los sistemas eléctricos también son aun más sensibles a los armónicos:
1. Computadoras: la computadora controla herramientas, máquinas, y los diversos tipos
de controladores digitales los cuales son especialmente susceptibles al armónico, así como
también a otros tipos de interferencia.
2. Los armónicos puede ocasionar daños calentando el dialéctico en cables subterráneos.
3. La medición de reactivos puede ser adversamente afectada por los armónicos.
4. Las fallas en bancos de capacitores son frecuentemente ocasionadas por los
armónicos.
5. Diseños menos conservadores para máquinas de rotación y transformadores, agravan
los problemas de calentamiento ocasionados por los armónicos. Los armónicos puede ser
especialmente problemáticos para los sistemas de comunicación.
4.2.3. Solución técnica para la reducción de armónicos (Filtros)
Algunas de las posibles soluciones para la eliminación o prevención de perturbaciones
armónicas en sistemas de potencia es el emplear filtros pasivos o activos.

23
Los filtros pasivos basan su funcionamiento en proporcionar a las corrientes armónicas
un camino de una impedancia mucho menor que la red exterior actuando como sumidero de
las mismas. Están formados por componentes pasivos (resistencias, condensadores y
reactancias), empleándose generalmente tres tipos [4]:
- Filtros tipo LC paralelo: Es un filtro que está sintonizado a una única frecuencia, formado
por una reactancia en serie con un banco de condensadores. Esta es la configuración de menor
costo pero exige una selección cuidadosa del valor de la reactancia, al objeto de no desplazar
la resonancia del sistema hacia un armónico particular [4].
- Filtro pasa alto (LCR o LR): Se emplea cuando las limitaciones en la emisión de armónicos
son más exigentes. Ello debido a que deben ser capaces de soportar el paso de la corriente de
todos los armónicos por encima de la frecuencia a la cual se sintonizan. Requieren un
dimensionamiento elevado de los equipos. El condensador puede resultar de un tamaño
excesivo, por esto se recurre a este tipo de filtros para órdenes superiores. Otra desventaja que
tiene son las pérdidas que se producen en las resistencias [4].
La combinación de ambos tipos de filtros resulta en muchas ocasiones una buena
solución, en las cuales los armónicos de menor orden se cancelan con filtros LC individuales
y los ordenes más elevados con un filtro LCR [4].
Los filtros activos se basan en la cancelación las corrientes armónicas generadas en la
carga mediante la inyección de las mismas corrientes armónicas pero en contrafase, de modo
que queden anuladas. El convertidor tiene la forma de un inversor que conecta la red de
corriente alterna con un sistema de almacenamiento de energía situado en el lado de corriente
continua. Dicho sistema de almacenamiento debe ser capaz de absorber o suministrar el
contenido de corriente armónica que corresponda en cada momento. El elemento almacenador
de energía puede ser un condensador o una inductancia. Este convertidor trabaja con PWM a
alta frecuencia, va dotado de un sistema de control cuya regulación hace un seguimiento de la

24
corriente de carga, determina el contenido de armónicos y genera las consignas de mando a
los semiconductores para conseguir su cancelación. Su potencia debe ser la correspondiente a
la potencia de distorsión asociada a los armónicos, aunque el consumo de potencia activa es
teóricamente nulo y prácticamente el debido a pérdidas en semiconductores, control, entre
otros [4].
Estos filtros permiten reducir el contenido armónico, mejorar el factor de potencia,
permite el funcionamiento estable a pesar de la variación de la impedancia de la red, así como
una variación rápida si cambia el orden o magnitud de los armónicos. Su desventaja principal
es su mayor costo, y las corrientes producidas pueden circular por otros componentes del
sistema.
Finalmente, existen los filtros híbridos que combinan las ventajas de los filtros activos
y pasivos, resultando un filtrado en un amplio rango de frecuencias y una compensación de la
energía reactiva.
4.2.4. Normativa Internacional empleada para la evaluación del grado de
contaminación armónica de la carga y los perfiles de tensión de los clientes evaluados.
Existe un efecto combinado de todas las cargas no lineales sobre el sistema de
distribución, las cuales tienen una capacidad limitada para absorber corrientes armónicas.
Adicionalmente, las compañías de distribución tienen la responsabilidad de proveer alta
calidad de abastecimiento en lo que respecta al nivel del voltaje y su forma de onda. IEEE 519
hace referencia no solo al nivel absoluto de armónicos producido por una fuente individual
sino también a su magnitud con respecto a la red de abastecimiento.
Se debe tomar en cuenta que la IEEE 519 está limitada por tratarse de una colección
de recomendaciones prácticas que sirven como guía tanto a consumidores como a
distribuidores de energía eléctrica.

25
El propósito de la IEEE 519 es la de recomendar límites de la distorsión armónica
según dos criterios distintos, específicamente:
1. Existe una limitación sobre la cantidad de corriente armónica que un consumidor
puede inyectar en la red de distribución eléctrica.
2. Se establece una limitación en el nivel de voltaje armónico que una compañía de
distribución de electricidad puede suministrar al consumidor.
El límite primario de los clientes individuales es la cantidad de corriente armónica que
ellos pueden inyectar en la red de distribución. Los límites de corriente se basan en el tamaño
del consumidor con respecto al sistema de distribución. Los clientes más grandes se restringen
más en porcentaje que los clientes pequeños. El tamaño relativo de la carga con el respecto a
la fuente se define como la relación de cortocircuito (SCR), al punto de acoplamiento común
(PCC), que es donde la carga del consumidor conecta con otras cargas en el sistema de
potencia, es decir, donde dicha carga está conectada al sistema eléctrico que lo alimenta. El
tamaño del consumidor es definido por la corriente total de frecuencia fundamental (IL) en la
carga, que incluye todas las cargas lineales y no lineales. Por otro lado, el tamaño del sistema
de abastecimiento es definido por el nivel de la corriente de cortocircuito (ISC) en el PCC.
L
SC
I
I
SCR =
Una relación alta significa que la carga es relativamente pequeña y que los límites
aplicables no serán tan estrictos como los que corresponden cuando la relación es más baja. A
continuación se muestra la tabla I que recomienda los límites máximos de distorsión armónica
en función del valor de SCR y el orden de la armónica, además de los niveles totales de
distorsión armónica para la demanda (TDD).
Hay que destacar que en la medición de la Distorsión Total Armónica (THD) que
registra el equipo utilizado, se toman en cuenta dos definiciones para representar el mismo,

26
una de ella es la Europea (THDe) y la otra es la Americana (THDu), donde cada se define
como:
Urms
uuuu
uuuu
uuuu
THDe
...
...
...
2
5
2
4
2
3
2
2
2
4
2
3
2
2
2
1
2
5
2
4
2
3
2
2 ++++
=
++++
++++
=
1
2
5
2
4
2
3
2
2 ...
u
uuuu
THDu
++++
=
y por otro lado el TDD se define de la siguiente manera:
máxI
I
uTHDeuTDDe
1
1
*,, =
Tabla I. Límites de Corriente Armónica para Carga no lineal en el Punto Común de
Acoplamiento (PCC) con otras cargas, para voltajes entre 120 – 69000 Volts.
Máxima Distorsión Armónica Impar de la Corriente, en % del Armónico fundamental
ISC/IL <11 11≤H<17 17≤h<23 23≤h<35 35≤h TDD
<20* 4,0 2,0 1,5 0,6 0,3 5,0
20<50 7,0 3,5 2,5 1,0 0,5 8,0
50<100 10,0 4,5 4,0 1,5 0,7 12,0
100<1000 12,0 5,5 5,0 2,0 1,0 15,0
>1000 15,0 7,0 6,0 2,5 1,4 20,0
* Todo equipo de generación se límita a estos valores independientemente del valor de
ISC/IL que presente
donde se asumió que el valor Irms tiende al valor fundamental, ello para poder definir el
TDDe de esa manera.
Además es importante aclarar que los armónicos pares se limitan al 25 % de los
límites de los armónicos impares mostrados anteriormente, y también que dichos valores de la
tabla se utilizan para evaluar mediciones tomadas en un tiempo superior a una hora, ya que
para períodos más cortos el límite aumenta un 50 %.
Sin embargo hay que destacar que los límites de distorsión dados en la tabla 3.6 son
permitidos con tal que el transformador utilizado por el cliente no se someta a armónicos que

27
sobrepasen el 5% de la corriente nominal del TRX como lo establece la norma
ANSI/IEEE C57.12.00, es decir:
..........
2
4
2
3
2
2 +++= IIIIRMSh
nomTRXhRMS ImáxIuTDDeI %.5).,( 1 ≤=
De no cumplirse está condición hay que verificar que cada una de las corrientes que
componen la RMShI no sobrepasen ese 5%, por lo tanto:
nomTRXII %.53 ≤ ; nomTRXII %.55 ≤ ;.....
El segundo conjunto de criterios establecido por IEEE 519 se refiere a los límites de
distorsión de voltaje. Estos rigen la cantidad de distorsión aceptable en el voltaje que entrega
la compañía en el PCC del cliente. Los límites armónicos de voltaje recomendados se basan
en niveles lo suficientemente pequeños como para garantizar que el equipo de los suscriptores
opere satisfactoriamente.
Tabla II. Límites de distorsión de Voltaje según IEEE 519
Igualmente estos límites están dados para mediciones con más de una hora de
duración, para períodos más cortos aumentan su límite en un 50%. Además es importante
notar que dichos límites disminuyen cuando el voltaje aumenta y también los armónicos pares
individuales se limitan a un 25% de los límites de las armónicas impares; ambas cosas al
igual que para los límites de corrientes.
4.2.5. Normativas Nacionales
En la actualidad en Venezuela, existen normas de Calidad de la energía provisionales,
es decir, que todavía no han sido aprobadas en su totalidad. Sin embargo, muchas de las
Distorsión total de Voltaje THD(%)
5,0
2,5
1,5
Distorsión individual de Voltaje (%)
3,0
1,5
1,0
Voltaje de barra en el PCC
Hasta 69 KV
De 69 KVa 137,9 KV
138 KVymás

28
empresas privadas y gobiernos estatales poseen normas que garantizan al cliente una óptima
calidad de energía eléctrica.
El Comité de Electricidad de Venezuela (CODELECTRA) es el encargado de la
elaboración de estas normas [4].
4.2.6. Normas de la empresa, SENECA.
Con la privatización del Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta se elaboraron
normas de Calidad de Servicio Eléctrico, por lo cual la compañía debe mejorar en corto
tiempo las deficiencias existentes en el sistema. Tanto el Ministerio de Energía y Petróleo
(MEP) como la Mancomunidad de Energía y Gas del Estado Nueva Esparta (MEGANE) son
los entes responsables de actuar como reguladores ante la empresa eléctrica, velando por el
cumplimiento de las normas de calidad.
En cuanto los niveles de referencia para tensiones armónicas presentes en los puntos
de suministro (tasas de distorsión individual y total de las tensiones armónicas medidas en
valor eficaz cada 10 minutos), no deberán sobrepasar los niveles de referencia indicados en la
tabla 4.3 para puntos de suministro en BT (U<1KV), durante más del 5 % del tiempo total del
período de medición. Los niveles de referencia son obligatorios para las armónicas hasta el
orden 40 inclusive. La tasa de distorsión total se define así:
∑=
⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
=
40
2
2
1i U
Ui
TDT

29
Tabla III. Niveles de referencia para las armónicas de tensión en BT (U<1KV)
5 6 3 5 2 2
7 5 9 1,5 4 1
11 3,5 15 0,3 6 0,5
13 3 21 0,2 8 0,5
17 2 >21 0,2 10 0,5
19 1,5 12 0,2
23 1,5 >12 0,2
25 1,5
>25 0,2+0,5x25/n
Pares
Orden de la
armónica (n)
% respecto a
la fundamental
Tasa de distorsión total: TDT 8%
Impares no múltiplos de 3
Orden de la
armónica (n)
% respecto a la
fundamental
Impares múltiplos de 3
Orden de la
armónica (n)
% respecto a la
fundamental
4.3. Compensación Capacitiva
4.3.1. Descripción
La compensación capacitiva es un proceso de instalación de condensadores eléctricos,
con la finalidad de mejorar el factor de potencia, el cual es simplemente el nombre dado a la
relación existente entre la potencia activa (KW), y la potencia aparente (KVA) que se obtiene
de las líneas de alimentación.
22
QP
P
S
P
FP
+
==
Las cargas industriales en su naturaleza son de carácter reactivo a causa de la
presencia principalmente de equipos con motores. Este carácter reactivo obliga que junto al
consumo de potencia activa (KW) se sume el de una potencia llamada reactiva (KVAR), las
cuales en su conjunto determinan el comportamiento operacional de dichos equipos, es decir,
su demanda asociada (KVA).
22
QPS +=
Esta potencia reactiva ha sido tradicionalmente suministrada por las empresas de
electricidad, aunque pueden ser suministrada por las propias industrias. Sin embargo, al ser
suministrada por las empresas eléctricas deberá ser producida y transportada por las redes,

30
ocasionando necesidades de inversión en capacidades mayores de los equipos y redes de
transmisión y distribución.
En la práctica, cuando la cantidad de equipos que necesitan de la potencia reactiva
para producir el flujo magnético que los pone en funcionamiento se hace apreciable, se
produce una disminución del factor de potencia que hay que tomar en cuenta, ya que ello
acarrea un alza en la facturación del cliente, consecuencia de un aumento de la demanda del
mismo. Esto a su vez es una forma para que las empresas de electricidad a nivel nacional e
internacional hagan reflexionar a las industrias sobre la conveniencia de generar o controlar su
consumo de energía reactiva, facturando en Bs./KVA, es decir, cobrándoles por capacidad
suministrada en KVA (donde se incluye el consumo de reactivos (KVAR)).
Un alto consumo de energía reactiva puede producirse como consecuencia
principalmente de:
• Un gran número de motores.
• Una sub-utilización de la capacidad instalada en equipos electromecánicos, por una
mala planificación y operación en el sistema eléctrico de la industria, aparte de un mal estado
físico de la red eléctrica y de los equipos de la misma.
En síntesis, algunos de los inconvenientes que se producen cuando un cliente tiene un
bajo factor de potencia son:
Al suscriptor:
• Aumento de la intensidad de corriente en sus instalaciones eléctricas.
• Pérdida en los conductores y fuertes caídas de tensión.
• Incremento de potencia en transformadores, así como reducción de su vida útil y de la
capacidad de conducción de los conductores.
• La temperatura de los conductores aumenta y esto disminuye la vida útil de su
aislamiento.

31
• Aumentos en sus facturas por consumo de electricidad.
A la empresa eléctrica:
• Mayor inversión en los equipos de generación, ya que su capacidad en KVA debe ser
mayor, para poder entregar esa energía reactiva adicional.
• Mayores capacidades en líneas de transmisión y distribución así como en
transformadores para el transporte y transformación de esta energía reactiva.
• Elevadas caídas de tensión, lo cual puede afectar la estabilidad de la red eléctrica.
Por último, es importante mencionar que existen dos tipos de compensación: fija y
variable, dependiendo cada una de ellas a la invariabilidad o variabilidad de la curva de carga
respectivamente.
4.4. Seguridad industrial
La misión primordial de la empresa es satisfacer las necesidades y expectativas de
cada uno de sus clientes, prestándoles un servicio seguro y de calidad. Para ello se requiere la
aplicación de procesos de mejora continua en cada uno de los sistemas de trabajo de dicha
compañía.
Dentro de este contexto, SENECA está profundamente comprometida con la
prevención de los accidentes, los cuales no sólo afectan la salud y la seguridad de su personal,
y por ende su bienestar, sino que también aumenta los costos innecesarios de producción y la
merma de calidad, además de que causan daños materiales a las instalaciones y a los equipos
que las componen.
Para la realización de este estudio se tomaron como punto de partida todas las
mediciones de campo necesarias, para posteriormente entrar en los detalles pertinentes. Por
ello hay que tomar en cuenta que el personal de SENECA al realizar operaciones de campo
toma en cuenta las siguientes previsiones:

32
• Los empleados deben acordar con el Jefe de Área / Supervisor antes de comenzar con
el trabajo, para asegurar el cumplimiento de los requerimientos especiales de seguridad.
• El Supervisor o empleado a cargo es responsable de llevar a cabo sesiones de
información antes de comenzar con el trabajo, como así también inspecciones de
herramientas, equipos y áreas de trabajo.
• El Supervisor o empleado a cargo es también responsable de observar con sumo
cuidado el trabajo que se realiza para detectar o prever cualquier riesgo u operaciones
peligrosas.
• Antes de comenzar con el trabajo, cada empleado deberá comprender totalmente la
tarea a realizar, su parte en la obra y las reglas de seguridad a aplicar.
• Cuando varios empleados trabajan juntos, se deberá llevar a cabo una reunión para que
todos los miembros comprendan los procedimientos a seguir.
Una de las actividades que frecuentemente realiza el personal que labora en campo
dentro de la empresa es la de consignación de una instalación. Los pasos que la componen se
consideran tan importantes que han sido bautizadas como las cinco reglas de oro dentro de la
misma:
1. Abrir con corte visible todas las fuentes de tensión mediante interruptores y
seccionadores que aseguren la imposibilidad de su cierre intempestivo.
2. Enclavamiento o bloqueo, si es posible, de los aparatos de corte y señalización en el
mando de éstos.
3. Reconocimiento de la ausencia de tensión.
4. Verificar puesta a tierra y en cortocircuito de todas las posibles fuentes de tensión.
5. Colocar las señales de seguridad adecuadas, delimitando la zona de trabajo.
Por otro lado es importante destacar que las clases de instalaciones que se consideran
en la empresa están divididas según los niveles de tensión que en ella se maneje, es decir:

33
• Instalaciones eléctricas de Muy Baja Tensión: Son instalaciones cuya tensión está
comprendida entre 0 y 50 V, en corriente continua o igual valor eficaz entre fases en corriente
alterna.
• Instalaciones eléctricas de Baja Tensión: Son instalaciones cuyas tensiones
nominales sean superiores a 50V y hasta 1000 V en corriente continua o igual valor eficaz
entre fases en corriente alterna.
• Instalaciones eléctricas de Media Tensión: Son instalaciones cuyas tensiones
nominales sean superiores a 1.000 V y hasta 33.000 V inclusive.
• Instalaciones eléctricas de Alta Tensión: Son instalaciones cuyas tensiones
nominales sean superiores a 33.000 V.
Es relevante también tomar en cuenta al momento de estar trabajando o haciendo
alguna maniobra en cualquiera de las instalaciones antes descritas varios de los equipos de
protección personal que se deben utilizar para cumplir a cabalidad con el compromiso
adquirido por esta empresa (ella se encarga de proveer dichos equipos de protección) en
cuanto a la seguridad se refiere. Entre ellos podemos mencionar:
• Protección de la cabeza: Todos los empleados deben usar el casco de seguridad
cuando estén trabajando en tareas de construcción, mantenimiento u operación, incluyendo
inspecciones y observaciones donde la cabeza no esté expuesta a lesiones.
• Protección Visual: Ésta debe ser usada por todos los empleados que trabajen en la
construcción, mantenimiento o actividades de operación, incluyendo inspecciones y
observaciones, que podrían exponer a la vista a lesiones, aún cuando estén dirigidas por un
supervisor o empleado a cargo.
• Protección de Pies (aislante): Se recomiendan zapatos con punteras de seguridad
para evitar lesiones en dedos y pies; de lo contrario, se puede usar calzado de seguridad junto
con otras protecciones de acuerdo a la evaluación de riesgo que se haga. En todo momento se

34
debe usar el calzado para proteger los pies de abrasiones, raspaduras, contusiones, pinchazos
y quemaduras.
• Protección de Manos (aislante): Para ciertas tareas se proveen de guantes de trabajo
(diseñados de goma). Éstos se deben usar cuando exista la posibilidad de lesiones de manos.
• Protección de Oídos: Se recomienda que los empleados usen sus protectores de oído
cuando estén en áreas donde puedan estar expuestos a un nivel de ruido superior a los 85 dB o
mayor durante un turno promedio de 8 horas.
En general, cuando se trabaja en forma directa con conductores energizados o piezas
expuestas de equipamiento energizado, la protección requerida es la siguiente:
Tabla IV. Protección para Sistemas Aéreos Energizados Aislados
Tabla V. Protección para Sistemas Aéreos Desenergizados
De 220 a 33000 V inclusive
Mangas y guantes de goma y:
a. La fuente normal abierta y rotulada
b. Las pruebas de línea desenergizadas (5
reglas de oro)
De más de 33000 a 500000 V inclusive
Para instalaciones de distribución:
Mangas y guantes de goma y herramientas
para línea energizada
Tensiones a tratar (Fase-Tierra) Protección requerida
De 220 a 7620 V inclusive Mangas y guantes de goma
Más de 7620 a 33000 V inclusive
Mangas y guantes de goma más el uso de:
a) Plataforma aislada o
b) Dispositivo de aislamiento aislado o
c) Herramientas para línea energizada
Más de 33000 V hasta 132000 V inclusive
Para instalaciones de distribución:
Mangas y guantes de goma y herramientas
para línea energizada
Más de 132000 V hasta 500000 V inclusive
Guantes de goma y herramientas para línea
energizada (Trabajo a Potencial)

35
Tabla VI. Protección para Sistemas Subterráneos
Otro aspecto bastante importante en todos los trabajos realizados en instalaciones
eléctricas está relacionado con las distancias mínimas de trabajo (distancia de seguridad) entre
el operario y todos los conductores y equipos energizados con los que no se trabaja, es decir,
con aquellos que se encuentran cercanos al sitio donde se está trabajando.
Tabla VII. Distancias de Seguridad
Nivel de Tensión Distancia Mínima
Hasta 24 V Sin restricción
Hasta 1 KV 0,80 m
Más de 1 KV hasta 33 KV 0,80 m
Más de 33 KV hasta 66 KV 0,90 m
más de 66 KV hasta 132 KV 1,50 m
Es importante respetar estos límites de seguridad ya que de no ser así se pueden sufrir
una descargas eléctricas (circulación de corriente) que pueden generar daños apreciables en
los operarios.
De 220 a 7,6 KV inclusive
a. Mangas y guantes de goma.
b. Guantes de goma solamente cuando se
realizan maniobras en baja tensión
Más de 7,6 KV
a. Mangas, guantes de goma y herramientas
para línea energizada.
b. Guantes de goma y herramientas para
línea energizada cuando se realizan
maniobras o cuando se instala y se quita
puesta a tierra.

36
Tabla VIII. Efectos de la Corriente
Adicionalmente es de notar que existen también reglas de seguridad en oficinas, las
cuales son una obligación para todos los niveles de la empresa, sin importar cual sea su
función o cargo, las cuales tienen como misión fundamental alcanzar el bienestar individual y
grupal de las personas que la integran. Dentro de estas reglas destacan las siguientes:
• Al subir o bajar de las escaleras, los empleados deben usar el pasamanos.
• No se permite correr en los pasillos o áreas de trabajo.
• No usar cajas, muebles u otras plataformas improvisadas para alcanzar objetos. Usar
una escalera o banco diseñado con ese fin.
• Todas las áreas se mantendrán libres de riesgo de tropiezo tales como cables de
teléfono, prolongadores, cajas de cartón, muebles o elementos.
Finalmente se puede decir que existen muchas otras normativas de seguridad, sin
embargo, se comentan las que se consideraron más relevantes para el trabajo que se realizó,
por ello se puede afirmar que los accidentes en SENECA y cualquier otra empresa no tienen
Intensidad Efecto
1 Miliamper No produce ninguna sensación ni mal efecto
1 a 8 Miliamperes
Produce choque indoloro y el individuo puede soltar a
voluntad los conductores porque pierde el control de los
músculos
8 a 15 Miliamperes
Produce choque doloroso pero sin pérdida del control
muscular
15 a 20 Miliamperes
Choque doloroso, con pérdida del control de los músculos
afectados. El individuo no puede soltar los
conductores.Puede perecer si se prolonga el tiempo de
contacto.
20 a 50 Miliamperes
Choque doloroso, acompañado de fuertes contracciones
musculares y dificultad para respirar
50 a 100 Miliamperes
Fibrilación ventricular, es decir, pérdida de coordinación de
las contracciones del corazón. No tiene remedio y mata
instantáneamente.
100 a 200 Miliamperes Mata siempre a la víctima por fibrilación ventricular
200 o más Miliamperes
Quemaduras graves y fuertes, contracciones musculares
que oprimen el corazón y lo paralizan durante el choque.

37
que ocurrir si cada empleado ejercita un buen criterio y sigue las reglas establecidas para la
realización de alguna tarea en particular.
4.5. Analizadores de Red (Sistemas Unipower)
Son equipos de alta calidad y mucha exactitud que brindan un completo rango de
mediciones sobre la demanda de un sistema determinado, con un gran número de aplicaciones
posibles y de fácil uso. Estos equipos pueden realizar una amplia gama de mediciones entre
las que destacan las siguientes:
• Voltajes
• Corrientes
• Potencia Activa, Reactiva y Aparente de acuerdo a los métodos de 1, 2 y 3 Vatímetros,
incluyendo el factor de potencia.
• Frecuencia: 2,5 Hz hasta 500 Hz
• Consumo de Energía Activa y Reactiva
• Pulsos
• Análisis en tiempo real
• Análisis de Armónicos
• Análisis de las corrientes de Inrush
Como se mencionó anteriormente, la medición de la Distorsión Total Armónica
(THD) que registra el equipo, toma en cuenta dos definiciones para representar el mismo, una
de ella es la Europea (THDe) y la otra es la Americana (THDu). Debido a estas definiciones
podemos afirmar que el THDu va a ser normalmente un valor más grande que el THDe, ya
que este último en su denominador toma en cuenta la contribución de todas las componentes
distintas a la fundamental.
Para la evaluación y documentación de las mediciones, se pueden analizar las
variables en forma gráfica desde el programa PowerProfile (figura 4.6), que es un software

38
desarrollado por Unipower y está especialmente diseñado para evaluar, analizar y documentar
mediciones hechas con los diferentes sistemas, entre los que se pueden nombrar el DIP 8000
(empleado en la ejecución del presente proyecto, el mismo tiene su propio software) y el
UNILIZER 900F. El software asociado al DIP 8000 (figura 4.7) nos permite transferir la
información recaudada en los puntos de medición hacia la PC, además de realizar la
configuración del mismo y exportar la información a hoja de cálculo (EXCEL), entre otros.
Para efectuar las mediciones con estos equipos, se utilizan tanto transductores de
corriente (figura 4.5) como de voltaje, los cuales son dispositivos que permiten realizar
distintas mediciones en el sistema, además poseen una salida proporcional a la entrada, que
puede ser utilizada como señal de tarjetas de adquisición de datos.
Figura 4.5 Transductor de corriente (rojo).

39
Figura 4.6 Software PowerProfile
Figura 4.7 Software DIP 8000
4.5.1. Conexión de los Analizadores de red
Antes de realizar cualquier medición con estos equipos hay que tener en cuenta el
siguiente esquema:

40
Hay 4 métodos diferentes:
- Configuración Rápida
- Pre-establecida
- Configuración vía PC
- Configuración vía Turn&Click
Análisis en tiempo real: En el
sitio se puede conectar una PC
y estudiar formas de onda, dia-
grama de fasores y valores ins-
tantáneos.
4. EVALUACIÓN: Después de completar las
mediciones, la data es trasferida a la PC para
su evaluación y ejecución de los reportes
requeridos.
3. CONEXIÓN: En el sitio, los
transductores son conectados y
la medición es iniciada.
2. CONFIGURACIÓN: Se configura para
medir de acuerdo a las exigencias, ya sea
en la oficina o en el sitio donde se va a
realizar la medición.
1. PLANIFICACIÓN: Se escoge
cual medición es la apropiada
y cual transductor se necesita.
Figura 4.8 Esquema de medición para los equipos Unipower
En las mediciones de potencia es de suma importancia la conexión de los
transductores de voltaje y corriente de acuerdo a una referencia conocida. Es importante
conocer en que dirección fluye la energía (siempre hacia la carga). A continuación se muestra
las conexiones utilizadas para realizar las mediciones de la misma:
Rojo Negro Rojo Negro
Transductor Transductor de
de Corriente Voltaje
Figura 4.9 Medición de potencia con método de un vatímetro
Carga
L1
N

41
Figura 4.10 Método de los dos vatímetros
Figura 4.11 Método de los tres vatímetros
Carga
L1
L2
L3
U1
(Canal 1)
U3
(Canal 3)
I2
(Canal 2)
I4
(Canal 4)
Transductor
de voltaje
Transductor
de corriente
L1
L2
L3
U1
(Canal 1)
U3
(Canal 3)
I2
(Canal 2)
I4
(Canal 4)
N
U5
(Canal 5) I6
(Canal 6)
Carga

42
CAPÍTULO 5: GRUPO DE ESTUDIO
5.1. Selección de clientes
Los grandes clientes del Estado Nueva Esparta que se seleccionaron fueron aquellos
con fuertes cargas motoras y con pocos transformadores, esto debido a que cuando el cliente
posee esta primera característica tiende a tener apreciables requerimientos de potencia
reactiva (KVAR) que como se menciono anteriormente producen una disminución del FP,
por lo que son propensos a ser compensados. Por otro lado, el que tengan pocos
transformandores permite recaudar la data con cierta rapidez, ya que para el estudio se
necesita la curva de carga (1 semana en promedio) a la salida de cada uno de ellos, con sus
respectiva medición de armónicos (para observar el efecto sobre los TRX), además de la
misma curva en el punto de medición si el mismo cuenta con más de uno (esto para descartar
problemas de armónicos tanto sobre la red como en el suministro), y la empresa solo cuenta
actualmente con cinco (5) equipos analizadores de red, de los cuales solo dos (2) miden los
armónicos.
A continuación se presenta una tabla resumen de los clientes estudiados, la cantidad de
transformadores que presentan y la demanda contratada que registran:
Tabla IX. Clientes estudiados
Clientes
Nº de
Transformadores
Demanda Contratada
(KVA)
Hielos Pta de Piedra 1 400
Alimentos el Faro 1 700
Hielos Johnny 1 150
Pescandina 1 140
Hielos Diana (Agua Cristina) 1 110
Hielos Diana 1 175
Hotel Puertas del Sol Porlamar 2 250
C.C Sambil 7 10000
Rattan 4 de Mayo 2 759
SENECA (Sede Principal) 1 220

43
5.2. Levantamiento: Capacidad Instalada
Seguidamente se presenta una tabla con la capacidad instalada (todos los
transformadores) con los que cuenta cada uno de los clientes bajo estudio, además del tipo de
medición que tiene (media tensión o baja tensión) cada uno de ellos:
Tabla X. Capacidad Instalada en clientes estudiados
Clientes Capacidad Instalada Total KVA Medición
Hielos Pta de Piedra Pedestal 750 KVA 750 Media Tensión
Alimentos el Faro Banco 3x333 KVA 999 Media Tensión
Hielos Johnny Banco 3x100 KVA 300 Baja Tensión
Pescandina Pedestal 500 KVA 500 Media Tensión
Hielos Diana (Agua Cristina) Banco 3x75 KVA 225 Baja Tensión
Hielos Diana Banco 3x75 KVA 225 Baja Tensión
Banco 3x333 KVAHotel Puertas del Sol
Porlamar Banco 3x333 KVA
1998 Media Tensión
Pedestal 3000 KVA
Pedestal 3000 KVA
Pedestal 2500 KVA
Pedestal 2500 KVA
Pedestal 2000 KVA
Pedestal 2000 KVA
C.C Sambil
Pedestal 1500 KVA
16500 Media Tensión
Banco 3x250 KVA
Rattan 4 de Mayo
Banco 3x167 KVA
1251 Media Tensión
SENECA (Sede Principal) Pedestal 300 KVA 300 Baja Tensión
Figura 5.1. Pedestal de 300 KVA

44
5.3. Recopilación de datos en los puntos de medición
A través de los registros de red se obtuvo información referente a los voltajes
fase-neutro (Valor eficaz, contenido armónico y coeficiente de distorsión armónica total),
corrientes de carga (Valor eficaz, contenido armónico y coeficiente de distorsión armónica
total), potencia activa, reactiva y aparente, factor de potencia, consumo energético (kWh) y
“energía reactiva” (KVARh) de todos y cada uno de los transformadores pertenecientes a los
clientes estudiados.
En el caso de los clientes que tenían un solo transformador (estén medidos en baja
tensión o en media tensión) se tomó un solo registro en el secundario del mismo (figura 5.2).
En los demás casos, se tomaron registros tanto en el punto de medición (secundario de los
transformadores de medición, figura 5.3) como en el secundario de todos los transformadores
conectados a la red interna en media tensión (13.8 KV).
Figura 5.2. Recopilación de data (Equipo Instalado)

45
Figura 5.3. Punto de Medición
En todos los casos se configuro el analizador de red para tomar las potencias por fase
(1x3 Vatímetros), y por limitación en la memoria de los equipo, se midieron armónicos hasta
el orden número veinticinco (25) en algunos casos y diecisiete (17) en otros. Dada esta
limitación, si en el transcurso del estudio se conseguía algún caso con una contaminación
armónica de la carga considerable se procedería a efectuar una segunda medición durante un
período de tiempo menor pero incluyendo hasta el armónico número cincuenta (50).
Otro aspecto importante a destacar durante la recopilación de la data es que el equipo
se debe alimentar con voltajes comprendidos entre 100 V y 240 V, por lo que en aquellos
transformadores cuyo secundario estaba en 208 V, la alimentación salía directamente de ellos
(fase-neutro o fase-fase), pero en muchas ocasiones se encontraron transformadores cuyo
secundario estaba en 480 V, lo que dificultaba la alimentación del equipo, sin embargo
siempre se consiguió alguna fuente de alimentación externa al transformador, además es de
suma importancia para la medición de potencia la conexión de los transductores de voltaje y
corriente de acuerdo a una referencia conocida, es decir, es primordial conocer en que

46
dirección fluye la energía (siempre hacia la carga), ya que ello nos permitirá obtener los
valores reales de la misma.
5.4. Criterio empleado
Luego de realizar la recaudación de la data de cada uno de los clientes a estudiar
(curva de carga y armónicos) durante un período promedio de una semana, período de tiempo
que se asumió suficiente para observar el comportamiento de cada uno de ellos a plena carga,
se realizó con la ayuda de la norma IEEE 519 y el manual de armónicos de la IEEE el análisis
del contenido armónico, tanto total como de las componentes individuales, del perfil de
tensiones y de la carga en dichos clientes.
Tal como se mencionó anteriormente, la norma IEEE 519 al igual que el manual de
armónicos de la IEEE especifican también límites permisibles sobre el contenido armónico de
las corrientes de carga en base al cociente entre el nivel de cortocircuito en el punto de
suministro y la demanda máxima del cliente. Para ahorrar tiempo en cálculos innecesarios, se
evaluó primero la condición más restrictiva indicada en la norma para todos los clientes; en
aquellos casos donde algunos de estos se violaban, se procedió a profundizar en el estudio con
la finalidad de observar cuales eran las verdaderas restricciones para dichos suscriptores
(calculando el NCC para cada caso y comparándolo con la demanda máxima del mismo).
Todo este análisis se realizó con la finalidad de evitar que condiciones de resonancia al
momento de compensar capacitivamente puedan posteriormente ocasionar daños como los
mencionados anteriormente.
Seguidamente, debido a la variabilidad de la curva de carga de los clientes grandes
estudiados se optó por realizar directamente el cálculo para compensación capacitiva variable
en cada uno de ellos, esto basados en la información obtenida por medio de uno de las
empresas proveedoras de compensadores (Schneider Electric), donde se específica que estos
equipos constan de unos relés que se les asigna un factor de potencia consigna, es decir, al que

47
se quiere llegar, y a su vez estos al ver que dicho FP no ha sido alcanzado conecta más bancos
para elevarlo y viceversa. Por otro lado es importante destacar que este cálculo toma en
cuenta valores estándar de condensadores (según el distribuidor), además de que no quede
ninguna de las fases sobrecompensadas al momento de conectar dichos capacitores.
Finalmente, basados en la información de costos que nos fue suministrada también
por el proveedor se procedió a obtener los precios asociados a los bancos hallados para cada
cliente y con ello el tiempo de retorno de la inversión o “PAYBACK” según los ahorros
obtenidos en las facturaciones, así como también el indicador económico VPN.

48
CAPÍTULO 6: DISCUSIÓN DE RESULTADOS
6.1. Contenido Armónico: Requerimientos de Filtrado
6.1.1. Armónicos en Corrientes
Para el análisis de los límites armónicos en la corriente se adoptó como estándar la
norma internacional IEEE 519 como se mencionó anteriormente. Para ello se siguieron las
siguientes pautas:
• Primero se obtuvo la data del contenido armónico con los equipos analizadores de red
en los clientes mencionados.
• Luego se transfirió la data a la PC para poder manipularla a través de DIP 8000
(software de los equipos analizadores) y PowerProfile.
• Posteriormente se exportaron para la hoja de cálculo (EXCEL) los valores de I2, I4, I6
(Corrientes de las tres fases con las respectivas amplitudes de sus armónicas asociadas),
además de los valores de THDe2, THDu2, THDe4, THDu4, THDe6 y THDu6.
• Seguidamente se obtuvieron los valores máximos de las corrientes y de sus respectivas
componentes fundamentales.

49
Tabla XI. Valores máximos de las corrientes de carga y su respectiva fundamental.
Carga Máxima (A)
Corriente Fundamental
Máxima (A)Cliente
# de
TRX
I2 I4 I6 I2 I4 I6
Hielos Pta de Piedra 1 564,44 527,47 433,48 561,43 524,71 431,39
Alimentos el Faro 1 2096,581943,422130,27 2094,88 1940,70 2127,61
Hielos Johnny 1 327,75 258,38 338,46 327,32 257,22 337,98
Pescandina 1 405,58 370,77 298,03 404,74 370,52 297,98
Hielos Diana (Agua Cristina) 1 418,80 423,64 456,72 417,82 421,24 456,44
Hielos Diana 1 518,23 562,28 504,23 521,47 566,69 508,70
1 577,57 539,82 554,42 577,45 538,64 553,37Hotel Puertas del Sol
Porlamar 2 520,65 508,64 459,87
1 1473,221456,631514,60 1481,60 1465,95 1514,35
2 1587,981602,761777,43 1586,22 1577,69 1776,98
3 937,80 960,61 1063,75 937,09 960,56 1063,41
4 936,25 960,95 941,91 935,32 959,88 940,24
5 1628,201325,241466,05 1623,86 1321,91 1460,21
6 663,79 665,69 671,48 662,58 665,51 670,21
C.C Sambil
7 698,95 763,22 820,49 700,16 764,14 820,70
1 505,10 478,23 535,42 507,41 480,22 537,66
Rattan 4 de Mayo 2 1152,211113,251158,43 1152,26 1112,42 1158,22
SENECA (Sede Principal) 1 657,40 505,96 562,63 656,65 509,61 562,84
Estos valores nos dan una representación de cómo se encuentra la carga en cada uno
de los clientes estudiados, pudiendo observar que en general ella está bien balanceada
comparándolo con la condición ideal (las tres corrientes de fase iguales), sin embargo el
desbalance más pronunciado que se puede notar es en Hielos Punta de Piedra y en Pescandina
(específicamente en la tercera fase), ello debido a problemas en el sistema de distribución de
la empresa en esa zona del Estado Nueva Esparta. Por otro lado, podemos observar en la tabla
5.2 que tan cargado están las fases de cada uno de los transformadores, esto comparando el
máximo de carga por fase con su valor nominal, ello para chequear que no existan problemas
de sobrecarga en ningún usuario, además de verificar el balanceo mencionado.
Vnom
Snom
InomTRX
*3
=

50
100*
Im
arg% ⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
=
TRX
fase
Inom
áx
aC
En cuanto a los valores máximos de corrientes fundamentales, podemos mencionar
que sirvieron de guía para saber aproximadamente cuanto era la porción de amplitud de carga
correspondiente a la componente fundamental, ya que el resto lo componen las demás
componentes múltiplos de la misma, esto permitía tener una idea vaga de cuan contaminado
de armónicos podía estar un clientes. Es importante acotar que estos valores no se midieron
para el transformador # 2 del Hotel Puertas del Sol Porlamar, ya que este alimenta más que
todo es la carga de alumbrado del mismo y la carga con fuerte contenido armónico es la del
transformador # 1.
Tabla XII. Porcentaje de carga en los transformadores de los clientes estudiados.
Hielos Pta de Piedra 1 750 480 902,11 62,57 58,47 48,05
Alimentos el Faro 1 999 220 2621,70 79,97 74,13 81,26
Hielos Johnny 1 300 440 393,65 83,26 65,64 85,98
Pescandina 1 500 480 601,41 67,44 61,65 49,56
Hielos Diana (Agua Cristina) 1 225 208 624,54 67,06 67,83 73,13
Hielos Diana 1 225 208 624,54 82,98 90,03 80,74
1 999 416 1386,47 41,66 38,94 39,99
2 999 208 2772,95 18,78 18,34 16,58
1 3000 480 3608,44 40,83 40,37 41,97
2 3000 480 3608,44 44,01 44,42 49,26
3 2500 480 3007,03 31,19 31,95 35,38
4 2500 480 3007,03 31,14 31,96 31,32
5 2000 480 2405,63 67,68 55,09 60,94
6 2000 480 2405,63 27,59 27,67 27,91
7 1500 480 1804,22 38,74 42,30 45,48
1 750 480 902,11 55,99 53,01 59,35
2 501 208 1390,64 82,85 80,05 83,30
SENECA (Sede Principal) 1 300 208 832,72 78,95 60,76 67,57
% CARGA
(FASE II)
% CARGA
(FASE III)
Snom
(KVA)
Vnom
(V)
Inom
(A)
% CARGA
(FASE I)
# de TRX
Hotel Puerta del Sol Porlamar
C.C Sambil
Rattan 4 de Mayo
Cliente

51
• Después se hallaron los valores de TDDe y TDDu para compararlos con la condición
más limitante posible impuesta por la norma, es decir, TDD ≤ 5%.
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
=
lfundamenta
ueue
áx
I
THDTDD
Im
.,,
Tabla XIII. Valores de TDD correspondiente a cada cliente.
Distorsión Total de la Demanda (%)
Cliente
# de
TRX TDDe2TDDu2TDDe4TDDu4TDDe6TDDu6
Hielos Pta de
Piedra
1 3,20 3,20 3,56 3,56 4,89 4,90
Alimentos el Faro 1 2,68 2,68 4,36 4,40 2,52 2,52
Hielos Johnny 1 4,06 4,06 4,85 4,85 4,53 4,54
Pescandina 1 3,61 3,61 3,48 3,48 4,84 4,85
Hielos Diana
(Agua Cristina)
1 2,06 2,06 1,53 1,53 2,22 2,22
Hielos Diana 1 2,03 2,03 4,93 4,95 1,96 1,96
1 3,84 3,84 3,44 3,44 3,46 3,46Hotel Puerta del
Sol Porlamar 2 - - - - - -
C.C Sambil
(Pto de Medición)
- 5,60 5,61 5,72 5,73 4,32 4,33
Rattan 4 de Mayo
(Pto de Medición)
- 4,42 4,42 3,73 3,73 3,58 3,59
SENECA
(Sede Principal)
1 3,96 3,96 4,01 4,01 5,13 5,14
El límite más estricto para el TDD es 5%
Hay que aclarar que se consideró la condición más estricta de la norma ya que ello
permitía afirmar que si se cumplía para esa, se cumpliría para cualquiera de las demás,
además en los clientes que poseen más de un transformador se evaluaron y compararon sus
TDD correspondiente al punto de medición respectivo, ya que ese es el punto donde la norma
específica los límites (Punto Común de acoplamiento). Sin embargo, se hallaron estos valores
para todos los transformadores que contienen dichos clientes con la finalidad de poder
observar luego el impacto de los armónicos sobre el calentamiento de los mismos, lo cual se
profundiza posteriormente. Por otro lado, se observa que en aquellos que poseen un solo
transformador, dicho punto fue asumido como su secundario (donde se tomó la medición),

52
esto porque prácticamente ambos registraban mediciones similares a efectos del estudio que
se está realizando.
Se puede observar, que en los casos del C.C Sambil y SENECA (Sede Principal) se
viola el límite permisible, para los mismos se profundizó un poco más en el estudio, esto
obteniendo el verdadero valor de SCR asociado a cada caso en particular que como se
mencionó anteriormente es la relación existente entre el nivel de cortocircuito trifásico en el
PCC y la demanda máxima registrada por el consumidor. Para ello se halló el NCC en la barra
de 13,8 KV de la subestación Pampatar que es de la cual se alimentan directamente ambos
clientes, esto ya conocido el nivel de cortocircuito en la barra de 115 KV (data suministrado
por el departamento de protecciones de la empresa) y los datos de placa del transformador
encargado de reducir dicha tensón, es decir:
Figura 6.1. Unifilar de alimentación SENECA y CC Sambil
donde los datos tanto de la barra de 115 KV como del transformador se presentan a
continuación:
Tabla XIV. Datos de la barra de 115 KV de la subestación Pampatar
S/E Barra (KV)
NCC1-F
(KA)
NCC3-F
(KA)
MVAcc
1-F
MVAcc
3-F
Z +,-
(Ohm)
Z o
(Ohm)
Z +,- Z o
Pampatar 115 4,27 5,15 284 1.026 12,89 20,86 0,0975 0,1578
En pu de 100
MVA
BARRA115kv
115KV-13,8KV
CC. SAMBIL SENECA
(SEDEPRINCIPAL)
BARRA115kv
115KV-13,8KV
CC. SAMBIL SENECA
(SEDEPRINCIPAL)

53
Tabla XV. Datos del Transformador # 2 (Subestación Pampatar)
TRX # 02 Pampatar
Vnpri (kV) 115
Vnsec (kV) 13,8
Snom (MVA) 20
Zcc (pu) 0,0642
Zbpri (Ohm) 661
Zb 100MVA 132
Zcc (100 MVA, pu) 0,321
Es importante aclarar que los valores sombreados fueron hallados a partir de aquellos
que no lo aparecen así, esto de la siguiente manera:
3
1*115
1
FNccKV
FMVAcc
−
=− ;
FNccKVFMVAcc −=− 3*115*33
FNcc
KV
Z
−
=Ω−+
3
3
115
)(, ; −+−
−
=Ω ,*2
1
3
115
)( Z
FNcc
KV
Zo
)100(
)(,
)(,
MVAZbase
puZ
puZ
−+
=−+ ;
)100(
)(
)(
MVAZbase
puZo
puZo =
Sbase
Vbase
SbaseZbase
2
)( =
Finalmente se obtuvieron los valores de los niveles de cortocircuito trifásicos para
ambos clientes:
Tabla XVI. Cálculo de los SCR de Sambil y sede SENECA
Sambil SENECA
En base de 100 MVA Zeq 0,4185 0,4185
Ncc 3f (pu) 2,3896 2,3896
Ncc 3f (MVA) 238,96 238,96
Demanda Máx (MVA) 6,832 0,21
SCR 35 1163
)()(, 115 puZccpuZZeq TRXKVbarra +−+= ;
)(
1
)(3
puZeq
pufNcc = ;
)(
)(3
MVADemMáx
MVAfNcc
SCR =

54
Es relevante destacar que los valores de demandas máximas fueron extraídos del
histórico de estos clientes que se encuentran en un software interno de la empresa.
Por lo tanto, se pudo corroborar que los límites para el TDD correspondientes a estos
clientes según la norma no fueron violados, ya que para el C.C Sambil el límite impuesto
según el SCR hallado es de 8% y para la sede principal de SENECA es de 20%.
• Luego se obtuvo los porcentajes de las amplitudes de las corrientes armónicas con
respecto al armónico fundamental máximo, se utilizó el valor máximo de este último y no el
instantáneo ya que nuestro interés era verificar el contenido armónico para las peores
condiciones de carga existente, y a su vez se compararon con los límites más justos
recomendados por la norma, de superarse estos se procedió a profundizar un poco más en el
estudio al igual que antes hallando el correspondiente valor de SCR según fuese el caso.
lfundamentaáx
Iarm
Iarm
Im
% =
Tabla XVII. Límites más estrictos según norma IEEE 519 para distorsión de Corriente
Armónicas
3
(180Hz)
5
(300Hz)
7
(420Hz)
9
(540Hz)
11
(660Hz)
13
(780Hz)
15
(900Hz)
17
(1020Hz)
Límites
más
estrictos
4% 4% 4% 4% 2% 2% 2% 1,5%

55
Tabla XVIII. Porcentaje de Amplitudes Armónicas I2 con respecto a su fundamental
máxima
3
(180Hz)
5
(300Hz)
7
(420Hz)
9
(540Hz)
11
(660Hz)
13
(780Hz)
15
(900Hz)
17
(1020Hz)
Hielos Pta de
Piedra
1,143% 2,863% 1,524% 0,479% 0,196% 0,131% 0,087% 0,076%
Alimentos el Faro 1,103% 2,157% 1,190% 0,254% 0,088% 0,140% 0,031%
Hielos Johnny 2,184% 3,641% 1,568% 0,597% 0,149% 0,205% 0,093%
Pescandina 3,110% 2,280% 1,721% 0,347% 0,136% 0,242% 0,075% 0,091%
Hielos Diana
(Agua Cristina)
2,004% 0,921% 0,600% 0,146% 0,249% 0,044% 0,059% 0,059%
Hielos Diana 1,945% 0,961% 0,363% 0,129% 0,258% 0,211% 0,070% 0,047%
Hotel Puerta del
Sol Porlamar
2,180% 2,572% 1,926% 0,222% 0,720% 0,349% 0,148% 0,296%
C.C Sambil
(Pto de Medición)
0,830% 3,470% 0,905% 0,189% 0,264% 0,226% 0,189% 0,189%
Rattan 4 de Mayo
(Pto de Medición)
1,559% 3,419% 0,855% 0,503% 0,452% 0,452% 0,553%
SENECA
(Sede Principal)
3,881% 1,024% 0,949% 0,419% 0,279% 0,242% 0,121% 0,093%
Cliente
Distorsión Armónica Máx de I2 respecto a su fundamental
Tabla XIX. Porcentaje de Amplitudes Armónicas I4 con respecto a su fundamental
máxima
3
(180Hz)
5
(300Hz)
7
(420Hz)
9
(540Hz)
11
(660Hz)
13
(780Hz)
15
(900Hz)
17
(1020Hz)
Hielos Pta de
Piedra
2,306% 2,935% 1,794% 0,361% 0,082% 0,151% 0,070% 0,058%
Hielos Johnny 2,804% 3,968% 1,972% 0,309% 0,404% 0,238% 0,095%
Pescandina 2,507% 2,655% 1,633% 0,445% 0,165% 0,198% 0,066% 0,082%
Hielos Diana
(Agua Cristina)
1,132% 0,957% 0,682% 0,160% 0,160% 0,073% 0,044% 0,087%
Hielos Diana 2,157% 1,326% 0,776% 0,572% 0,507% 0,388% 0,324% 0,280%
Hotel Puerta del
Sol Porlamar
1,384% 2,768% 1,543% 0,147% 0,749% 0,318% 0,182% 0,284%
C.C Sambil
(Pto de Medición)
1,584% 2,678% 1,245% 0,264% 0,302% 0,377% 0,226% 0,264%
Rattan 4 de Mayo
(Pto de Medición)
2,058% 2,891% 1,127% 0,343% 0,343% 0,294% 0,441%
SENECA
(Sede Principal)
2,848% 1,005% 0,782% 0,484% 0,279% 0,186% 0,084% 0,074%
Cliente

56
Tabla XX. Porcentaje de Amplitudes Armónicas I6 con respecto a su fundamental
máxima
3
(180Hz)
5
(300Hz)
7
(420Hz)
9
(540Hz)
11
(660Hz)
13
(780Hz)
15
(900Hz)
17
(1020Hz)
Hielos Pta de
Piedra
2,762% 4,349% 1,247% 0,227% 0,297% 0,099% 0,085% 0,057%
Hielos Johnny 2,116% 3,797% 2,034% 0,298% 0,325% 0,081% 0,000%
Pescandina 3,548% 3,835% 1,436% 0,226% 0,287% 0,164% 0,062% 0,082%
Hielos Diana
(Agua Cristina)
2,102% 0,683% 0,777% 0,241% 0,147% 0,080% 0,054% 0,067%
Hielos Diana 1,622% 1,081% 0,288% 0,132% 0,276% 0,168% 0,084% 0,048%
Hotel Puerta del
Sol Porlamar
1,944% 2,628% 1,347% 0,144% 0,431% 0,309% 0,155% 0,287%
C.C Sambil
(Pto de Medición)
1,396% 3,320% 1,245% 0,189% 0,226% 0,302% 0,189% 0,226%
Rattan 4 de Mayo
(Pto de Medición)
1,860% 2,839% 1,224% 0,441% 0,392% 0,294% 0,343%
SENECA
(Sede Principal)
3,974% 1,619% 1,080% 0,484% 0,186% 0,130% 0,140% 0,047%
Cliente
Es importante aclarar que se utilizó el valor máximo de las corrientes fundamentales
ya que nuestro interés fue verificar que no existiesen inconvenientes con los armónicos bajo
condiciones precisas de carga, ya que la misma es la afectada primordialmente por esta
contaminación. Además se pudo notar que en casi ningún cliente se violaron los valores
limitantes impuestos por la norma, lo cual era de esperarse, ya que aquí en el Estado Nueva
Esparta no existen suscriptores que tengan una carga fuertemente contaminante, que utilicen
hornos de arco o convertidores estáticos, entre otros.
Solo en el caso de Hielos Punta de Piedra (en la tercera fase) se notó que se superó por
un pequeño margen uno de los límites estrictos impuesto por la norma (el de 5to armónico),
en cuyo caso al igual que para el caso de los clientes en los que se supero el TDD se realizó
un estudio más exhausto y se obtuvo un SCR correspondiente a este igual a 58, esto basados
en el siguiente unificar obtenido a través del software que tiene la empresa para su sistema
eléctrico.

57
Figura 6.2. Unifilar de la alimentación de Hielos Punta de Piedra
En este caso, se tomaron en cuenta los datos del fabricante en relación a los valores de
las resistencias y las reactancias de las líneas ahí especificadas, y por otro lado se asumió que
como estamos en distribución y los transformadores tienen capacidades mayores a 5 MVA
entonces el valor de las resistencias de cortocircuito es Rcc = 0,5 % = 0,005 pu y luego como
se tuvo el valor de Zcc en cada uno de ellos, se pudo obtener la Xcc fácilmente:
22
RccZccXcc −= ; igualmente es importante aclarar que todos estos valores de
impedancias fueron referidos a una base única de 100 MVA.
Tabla XXI. Bases para las impedancias
Vbase (KV) Zbase (100 MVA)
115 132,25
34,5 11,9025
13,8 1,9044

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