Ahorro de energía en los sistemas de distribución eléctrica

Objetivos de aprendizaje:

Los ingenieros y los propietarios de edificios a menudo se centran en los períodos de amortización y el retorno de la inversión como umbrales de toma de decisiones económicas para las inversiones en eficiencia energética. Estas mejoras de eficiencia energética generalmente giran en torno a la iluminación de bajo consumo (es decir, LED), el uso de unidades de frecuencia variable (VFD) o el uso de motores Premium de la Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos (NEMA), por ejemplo. Sin embargo, existen otros parámetros que son más precisos y efectivos en la toma de decisiones de inversión para los sistemas de construcción, específicamente los sistemas de distribución eléctrica.

Los códigos y estándares asociados con la eficiencia energética establecen los requisitos mínimos de eficiencia energética necesarios para el diseño de edificios nuevos y renovaciones de edificios existentes. Los códigos, sin embargo, están orientados hacia la eficiencia de los sistemas mecánicos y de iluminación. No se proporciona mucha información dentro de estos códigos para establecer medidas de eficiencia energética para el diseño de los sistemas de distribución de energía, solo los sistemas a los que sirven los sistemas de distribución de energía. Estos códigos y normas incluyen lo siguiente:

La adopción de códigos de energía y el código de energía utilizado en cada estado varía mucho.

ASHRAE 90.1 incluye un capítulo sobre energía (Capítulo 8). Aunque la norma incluye el requisito de que los transformadores cumplan con la Ley de Política Energética (EPAct) de 2005, no analiza otros aspectos del sistema de distribución de energía.

La norma también establece que la caída de tensión no debe exceder el 2% para alimentadores y el 3% para circuitos derivados (Capítulo 8.4.1). Aunque ASHRAE 90.1 no es más estricto que NFPA 70: las recomendaciones de caída de voltaje del Código Eléctrico Nacional (NEC) descritas en la sección de notas de punto fino (FPN) incluidas en el Artículo 210.19, ASHRAE 90.1 establece la caída de voltaje como un requisito para cumplir con el estándar. Un NEC FPN recomienda una caída de voltaje máxima del 5 %, y los alimentadores no deben exceder el 3 %; porque esto es un FPN, no es un requisito de código. Sin embargo, tener en cuenta la caída de voltaje es importante en el diseño de un sistema de distribución de energía eficiente desde el punto de vista energético. La caída de voltaje puede causar sobrecalentamiento y una vida útil más corta del equipo debido a condiciones de bajo voltaje para cargas inductivas. El exceso de calor requerirá requisitos HVAC adicionales para espacios de enfriamiento. Además, la caída de voltaje causa ineficiencia en las cargas de iluminación al causar pérdidas en los cables en lugar de que la energía se aplique por completo a las luces. El aumento en el tamaño del cable permitirá una mayor salida de luces sin aplicar energía adicional de la fuente.

El resto del Capítulo 8 analiza las presentaciones (dibujos de taller) y los controles de los receptáculos. El resto de la norma se refiere principalmente a equipos mecánicos y medidas de construcción para lograr la eficiencia energética. Sin embargo, aborda algunos aspectos del diseño eléctrico, incluida la iluminación (Capítulo 9) y los motores (Capítulo 10). Este artículo no analiza la iluminación o los motores, excepto en lo que respecta a los VFD.

El control automático de receptáculos se incluyó en ASHRAE 90.1-2010 y ha sido un punto de controversia en la norma. Aunque el control automático de receptáculos brinda eficiencia energética adicional para conectar las cargas, que ha sido un elemento difícil de reducir el consumo de energía en aplicaciones comerciales y residenciales, también requiere educar a los propietarios sobre la aplicación adecuada y los beneficios.

Al igual que ASHRAE 90.1, las medidas de eficiencia energética descritas en IECC se refieren principalmente a medidas de construcción y equipos mecánicos. El código analiza los requisitos de iluminación para la densidad de potencia y los controles (Capítulo 4), pero a diferencia de ASHRAE, no establece mínimos de diseño de eficiencia energética del sistema de distribución eléctrica. El Código de Energía Estiramiento de Massachusetts, por ejemplo, se basa en el IECC de 2009; sin embargo, para cumplir con los requisitos, el diseñador debe superar los estándares IECC básicos en un 20 % para edificios comerciales (medianos o grandes) o proporcionar mejoras incrementales de los estándares IECC de referencia para edificios (medianos) eligiendo dos de las tres opciones disponibles en el código, que incluyen mejorar la eficiencia de HVAC, generación de energía en el sitio o una mayor reducción de la densidad de energía de iluminación.

Debido a que son más estrictos que el IECC, usar ASHRAE 90.1 o un código de energía extensible como base para el diseño es un buen punto de partida en cualquier proyecto y debe considerarse como una práctica estándar para las empresas de diseño de ingeniería.

Cobre versus aluminio

El cobre y el aluminio son los materiales más utilizados para conductores, barras en equipos de distribución y bobinados en transformadores. Existe una idea errónea común de que debido a que el cobre es más conductivo que el aluminio, el equipo de distribución de cobre será más eficiente energéticamente que el aluminio. Ese no es el caso. Hay otros factores a tener en cuenta, como el tamaño del conductor, el tamaño del equipo, el costo y el peso del equipo y los conductores.

Según la aleación de aluminio utilizada para los conductores o la barra, la conductividad del aluminio es aproximadamente del 56 % al 61 % de la del cobre. Aunque la diferencia en la conductividad es significativa, esto no afectará significativamente la eficiencia general del equipo de distribución debido a que los tableros, los tableros de distribución y los transformadores, independientemente del material utilizado, aún se requiere que el equipo cumpla con los estándares NEMA y UL para aumento de temperatura. , lo que afectaría la eficiencia del equipo.

Asimismo, aunque los conductores serán de mayor tamaño, la eficiencia de los cables no se verá afectada. El aumento en el tamaño de los conductores requerirá conductos más grandes y potencialmente alimentadores adicionales, según la clasificación de los conductores. Como ejemplo, según la Tabla 310.16 del NEC, si se requieren 380 amperios, entonces se requiere un cable de 500 MCM, el conductor de aluminio equivalente es un cable de 750 MCM. Este es un aumento del 50% en el área de la sección transversal de los conductores.

El costo de los materiales depende del mercado. Sin embargo, es típico ver los siguientes ahorros de costos cuando se usa aluminio: 30 % a 50 % para transformadores de tipo seco, 20 % para transformadores de tipo seco de subestación, 25 % para transformadores tipo pedestal llenos de líquido, $1,000 por sección vertical para un tablero de distribución de 1,000 amperios y $1,500 por sección vertical para tableros de distribución de 3,000/4,000 amperios.

Además, con respecto al cable de aluminio, la caída de voltaje es un factor más importante a considerar porque es menos conductivo. En promedio, el conductor de aluminio equivalente reducirá la longitud de un cable en aproximadamente un 40 % para cumplir con la caída de voltaje del 3 % recomendada por ASHRAE.

Aunque aumentarán las barras o los devanados dentro del equipo, por lo general no hay un aumento significativo, si es que lo hace, en el tamaño total de la carcasa del equipo cuando se usa aluminio en lugar de cobre. Los equipos grandes, como los transformadores llenos de aceite montados en pedestal y los tableros de distribución/dispositivos de distribución, pueden aumentar según la clasificación de corriente o kVA del equipo. Sin embargo, los tableros y los transformadores de tipo seco no requerirán un aumento en el tamaño del gabinete al elegir entre estos materiales.

La diferencia más significativa es la reducción de peso, a pesar de que las barras/devanados del equipo han aumentado de tamaño. Como ejemplo, un electroducto de 1000 amperios será aproximadamente un 22 % más grande para el aluminio; el bus de cobre será aproximadamente un 50% más pesado. Esto aumentará dramáticamente a medida que aumenten las calificaciones de los autobuses. Por ejemplo, para un electroducto de 4000 amperios, el aumento de tamaño del aluminio sobre el cobre es de aproximadamente 27 %; el aumento de peso es de aproximadamente un 73%.

Aunque no hay una ventaja significativa de eficiencia energética al usar cobre versus aluminio, el material seleccionado para la aplicación del proyecto siempre debe evaluarse durante el diseño.

Como se señaló anteriormente, las principales diferencias entre los metales se relacionan con el peso y el costo de los materiales, aunque hay muchos otros factores que deben tenerse en cuenta al elegir un material portador de corriente, que incluye el medio ambiente. Los fabricantes tienen información útil, así como muchos libros blancos sobre este tema que se pueden revisar para obtener información adicional. Aunque la diferencia de eficiencia entre los transformadores de cobre y aluminio no supera significativamente los 15 kVA, existe una diferencia suficiente que dicta que se debe usar cobre cuando la eficiencia energética es el objetivo principal del proyecto. Sin embargo, cuando se tiene en cuenta el costo, los ahorros de costos iniciales para el aluminio a menudo superan la pérdida de eficiencia energética.

Equilibrio de cargas eléctricas

Una de las medidas sin costo para establecer la eficiencia energética en el diseño del sistema de distribución es equilibrar las cargas monofásicas en los sistemas de distribución trifásicos. Si las cargas no se distribuyen correctamente entre las barras trifásicas, el resultado será una corriente desigual y un voltaje desequilibrado en la carga (distorsión desequilibrada). Aunque no es un requisito del código, el diseñador siempre debe tener en cuenta el equilibrio de las cargas durante su diseño. Como buena práctica de ingeniería, la carga desequilibrada debe diseñarse para que no supere el 2 % de desequilibrio. La distorsión desequilibrada causará pérdida de energía, problemas de caída de voltaje y sobrecalentamiento de motores de inducción y transformadores.

Esta medida de eficiencia energética también es una medida sin costo para el propietario si se realiza durante el diseño y la construcción, y no requiere un costo de capital adicional para mejorar la eficiencia energética en el diseño. Aunque el diseño puede estar equilibrado, también se debe enfatizar al contratista eléctrico durante la construcción para equilibrar las cargas.

Incluso con el cuidado que se tiene durante el diseño para lograr cargas equilibradas, se debe tener en cuenta que el desequilibrio en el sistema eléctrico cambiará a medida que las cargas se enciendan y se apaguen. Por lo tanto, debe tenerse en cuenta tanto como sea posible durante el diseño que la operación de los sistemas del edificio variará durante la operación real del edificio. Por lo tanto, la medición siempre debe incluirse en el diseño del equipo de distribución para registrar tendencias en el sistema de distribución de energía e identificar problemas.

De manera similar, la adición de medidores en un sistema de distribución eléctrica existente para monitorear las tendencias también puede ayudar a mejorar la eficiencia energética de esos edificios. Identificar zonas de desequilibrio de cargas y establecer un plan de mantenimiento para reasignar las cargas eléctricas para conseguir un máximo del 2% de desequilibrio de fases. Como parte de este proceso, también se debe tener en cuenta la gestión de la carga (desconexión de la carga), ya que la reubicación de las cargas eléctricas puede ser costosa y tiene el potencial de interrumpir el funcionamiento normal de la instalación.

Transformadores

Además, las cargas monofásicas desequilibradas generan armónicos en el sistema eléctrico.

A partir del 1 de enero de 2016, el Departamento de Energía (DOE) estableció un mandato más estricto para los transformadores de distribución. Este mandato sirve para establecer eficiencias mínimas más altas de los transformadores previamente requeridos para cumplir con los estándares de eficiencia NEMA TP-1, esencialmente haciendo que los transformadores previamente designados como NEMA Premium ahora sean los niveles de eficiencia estándar para los transformadores trifásicos. Cabe señalar que las eficiencias en el mandato del DOE de 2016 son equivalentes al estándar NEMA TP-1 para transformadores monofásicos. Pero el mandato del DOE de 2016 sirve para eliminar al fabricante de transformadores trifásicos que cumplen con NEMA TP-1 después del 1 de enero, porque el nuevo estándar del DOE exige que los nuevos transformadores fabricados para los Estados Unidos cumplan con los estándares de 2016.

Sin embargo, los transformadores fabricados antes del 31 de diciembre de 2015 todavía estarán disponibles para la compra por parte de algunos fabricantes, lo que es motivo para discutir las eficiencias y las comparaciones de costos entre los transformadores TP-1 y los transformadores eficientes NEMA Premium que ahora son el estándar mínimo. Pero cabe señalar que algunos fabricantes dejaron de recibir pedidos de transformadores que no cumplían con los estándares del DOE de 2016 a finales del tercer trimestre de 2015.

También se debe tener en cuenta que todos los transformadores cumplen con los requisitos para transformadores de alta eficiencia como se describe en ASHRAE 90.1 Tabla 8.1. Sin embargo, no todos los transformadores cumplen con los requisitos del nuevo mandato de eficiencia de transformadores DOE 2016 como se mencionó anteriormente. El mandato DOE 2016 se aplica a los siguientes transformadores:

El mandato del DOE de 2016 no se aplica a los siguientes transformadores:

Pérdida de calor

El calor es el subproducto de la ineficiencia en los sistemas eléctricos. Por lo general, cuanto más eficiente es el transformador, menos calor se disipa del transformador, por lo tanto, los transformadores con menor aumento de temperatura tienden a ser más eficientes. Los transformadores de tipo seco de uso general que se utilizan para la distribución dentro de edificios vienen en tres aumentos de temperatura estándar: 80 °C (176 °F), 115 °C (239 °F) y 150 °C (302 °F).

El costo de la energía perdida por el calor puede ser significativo durante la vida útil del transformador. Este costo no tiene en cuenta el costo del aire acondicionado y la ventilación adicionales necesarios para compensar la pérdida de calor en el espacio, que también puede ser significativo.

Durante la vida útil del transformador, el costo de la energía perdida por el calor justificará el costo adicional asociado con la compra de un transformador con el aumento de temperatura más bajo al elegir entre 150 °C (302 °F) y 115 °C (176 °F) transformadores de aumento de temperatura. Sin embargo, el aumento en el costo entre los transformadores de aumento de temperatura de 115 °C (239 °F) y 150 °C (302 °F) no siempre obtiene un retorno de la inversión. Por lo tanto, si el costo inicial es un factor en la decisión de elegir el transformador, el transformador de aumento de temperatura de 239 °F brinda la mejor combinación de eficiencia energética y ahorro de costos.

Para los propósitos de la siguiente discusión sobre transformadores de alta eficiencia (NEMA TP-1) y NEMA Premium (DOE 2016 y Candidate Standard Level-3), el enfoque estará en el aumento de temperatura de 115 °C (239 °F). transformadores de tipo seco porque proporcionan la mejor combinación de eficiencia energética y ahorro de costes.

Aunque los fabricantes enumeran eficiencias al 25 %, 50 %, 75 % y 100 % a plena carga, los estándares de eficiencia de transformadores NEMA TP-1 y 2016 DOE se basan en un estudio del DOE que determinó que los transformadores generalmente tienen una carga del 32 %. Por lo tanto, los estándares de eficiencia deben cumplirse al 35% de la carga del transformador, lo que hace que los transformadores sean más eficientes cuando no funcionan a plena carga.

El Programa de Transformadores Eficientes Premium establecido por el DOE para establecer eficiencias mínimas más altas para los transformadores se conoce como Nivel Estándar Candidato o CSL. El término CSL es utilizado por el DOE en el proceso de evaluación de transformadores e incluye cinco niveles. El nivel 1 (CSL-1) es la eficiencia equivalente de los transformadores NEMA TP-1. La norma también desglosa niveles más altos de eficiencia en base a tres categorías: transformadores monofásicos (DL6), transformadores trifásicos de 15 a 150 kVA (DL7) y transformadores trifásicos de 225 a 1000 kVA (DL8).

De los transformadores eficientes NEMA Premium, el más común disponible por los principales fabricantes cumple con CSL-3. Se requiere que los transformadores sean un mínimo de 0.6% más eficientes que el estándar TP-1. Si bien las eficiencias de CSL-3 no cumplen con la mayoría del mandato del DOE de 2016, las eficiencias de CSL-3 están cerca del mandato y aún se pueden comprar, aunque se están volviendo difíciles de comprar porque ya no se pueden fabricar.

Además, muchos fabricantes que cumplieron con CSL-3 a menudo excedieron el requisito de eficiencia mínima del 0,6 %. Sin embargo, los transformadores por encima de este nivel no estuvieron ampliamente disponibles hasta el mandato del DOE de 2016. A medida que los transformadores aumentan de tamaño, la eficiencia energética de los transformadores CSL-3 y DOE 2016 proporciona ahorros significativos en costos anuales que justificarán el mayor costo inicial en comparación con los transformadores TP-1 de menor precio.

Una vez más, usando el ejemplo del transformador de 75 kVA, cargado al 50 %, hay un ahorro anual de costos de $256,23 y $337,37, lo que equivale a $6405,75 y $8434,25, respectivamente, durante los 25 a 30 años de vida útil de los transformadores. . Además, los ingenieros deben tener en cuenta los costos más altos de enfriamiento y ventilación para compensar la pérdida de calor adicional. La prima de costo para el transformador CSL-3 de 75 kVA sobre el transformador TP-1 es de aproximadamente $3,000, por lo que el propietario recuperaría la inversión inicial dentro de los 10 años. Los transformadores DOE 2016 también aumentan el costo inicial del transformador sobre los transformadores eficientes NEMA Premium en aproximadamente un 10 %; el ahorro de costos anual es del 20% al 25%.

Debido a que los estándares de eficiencia han cambiado, la especificación de los transformadores deberá diseñarse de acuerdo con el mandato del DOE de 2016. Los transformadores que cumplan con las eficiencias del DOE de 2007 seguirán estando disponibles para su compra, pero no se sabe por cuánto tiempo. Por lo tanto, los transformadores de eficiencia NEMA Premium que cumplan con el mandato del DOE de 2016 deben usarse como un enfoque de diseño estándar para todos los diseños de eficiencia energética y, en su mayor parte, sirven para cumplir con los requisitos del mandato del DOE de 2016.

Sin embargo, los transformadores NEMA TP-1 CSL se prueban utilizando solo cargas lineales y no tienen en cuenta la distorsión armónica, que también es una causa de pérdida de eficiencia energética en los sistemas de distribución de energía.

VFD versus arrancadores de motor

La adición de VFD a los motores es uno de los métodos más utilizados para lograr la eficiencia energética en el sistema de distribución de energía, porque el VFD le permite ajustar la entrada de energía al motor. Esta capacidad es útil en muchas aplicaciones, especialmente en los sistemas HVAC que permiten al propietario ajustar el enfriamiento o la ventilación de una habitación o área en función de las demandas reales de la habitación de forma variable.

Los VFD suelen tener una eficiencia del 95 % al 98 %, según el tipo de VFD provisto (6 o 18 pulsos, frente activo, bajo armónico, etc.), mientras que los arrancadores directos y suaves (reducción -voltaje de estado sólido) tienen una eficiencia de 99,5% a 99,9%. Los arrancadores de estado sólido de voltaje reducido utilizan dispositivos semiconductores para reducir temporalmente el voltaje terminal de los motores, lo que reduce la corriente de irrupción y limita el par del eje para arrancar los motores gradualmente. Los arrancadores suaves y los arrancadores directos suelen ser menos costosos y ocupan menos espacio que los VFD, siendo los arrancadores directos los menos costosos y los que requieren el menor espacio ocupado. Por lo tanto, en aplicaciones donde no hay intención de ajustar la velocidad del motor, una carga completa o un esquema fuera de control, un arrancador suave proporciona un mayor grado de eficiencia energética en el sistema. También se debe tener en cuenta que los VFD son más eficientes energéticamente cuando funcionan entre el 50 % y el 100 % de la carga completa, por lo que es importante dimensionar el motor correctamente para lograr la máxima eficiencia energética.

Al determinar si seleccionar arrancadores directos o arrancadores suaves, la eficiencia energética normalmente no es simplemente una consideración. Es un factor de limitar la irrupción para reducir el costo de la infraestructura eléctrica, incluido el tamaño del cable y el tamaño del disyuntor.

Los VFD también son una fuente de armónicos en el sistema de distribución eléctrica. Siempre que se utilicen VFD, se deben tener en cuenta los armónicos.

Mitigación de armónicos

Los armónicos son corrientes o tensiones con frecuencias múltiplos de la frecuencia fundamental de la red (60 Hz), que provocan distorsiones en el sistema de distribución eléctrica. Los armónicos son generados por cargas no lineales que incluyen fuentes de alimentación conmutadas (SMPS), VFD, fotocopiadoras, computadoras, impresoras, cargadores de baterías, equipos de diagnóstico médico y fuentes de alimentación ininterrumpida (UPS), por nombrar algunas. La razón de esto es que el equipo electrónico requiere voltaje de CC para operar, y para convertir la alimentación de CA que alimenta el edificio en CC para el equipo electrónico, se requieren rectificadores y capacitores. Durante la conversión, los capacitores se cargarán y descargarán, lo que generará corriente en pulsos y a un ritmo discontinuo. El consumo no continuo de corriente provocará distorsiones en el sistema eléctrico (distorsión armónica). Las corrientes armónicas reducen la eficiencia del sistema eléctrico al aumentar el sobrecalentamiento de los equipos eléctricos, lo que aumenta los requisitos de aire acondicionado.

Es un error común pensar que los transformadores con clasificación K ayudan a mitigar la distorsión armónica; sin embargo, los transformadores en realidad están sobredimensionados para soportar el calor adicional generado por los armónicos. Esto significa que el transformador es menos eficiente porque utilizará una mayor potencia para proporcionar energía a la misma carga eléctrica.

Los transformadores de mitigación de armónicos (HMT) cancelan los efectos de los armónicos que se transfieren de los devanados secundarios del transformador a los devanados primarios del transformador, para evitar que los armónicos se introduzcan en el resto del sistema de distribución eléctrica, incluido el sistema de servicios públicos eléctricos. Esto se logra a través de la configuración de bobinado en zigzag de los HMT. En el sitio web del fabricante se debe revisar información adicional sobre cómo se construyen los transformadores, cómo elegir correctamente el cambio de fase y cómo funcionan.

Además, los transformadores HMT cumplen con las clasificaciones de eficiencia de transformadores NEMA TP-1. Los transformadores HMT se prueban usando cargas no lineales con una distorsión armónica del 100 %, mientras que los transformadores TP-1 se prueban usando cargas lineales solo para lograr las clasificaciones de eficiencia del estándar. Por lo tanto, los HMT deben usarse para mejorar la eficiencia en el sistema eléctrico siempre que se usen cargas no lineales. Sin embargo, si solo las cargas lineales se alimentan de un transformador, la eficiencia energética del transformador es esencialmente la misma y el costo adicional asociado con un HMT no justifica la compra.

Cabe señalar que los HMT son más efectivos cuando se alimentan múltiples (dos o más) cargas idénticas desde los transformadores. Cuando se alimentan múltiples cargas únicas desde el sistema que no se pueden igualar fácilmente, se deben considerar otras formas de mitigación de armónicos, que incluyen filtros de armónicos (activos y pasivos) y reactores de línea.

Cameron Bellao es el ingeniero principal de proyectos eléctricos en Fitzemeyer & Tocci Associates Inc. Tiene aproximadamente 10 años de experiencia en ingeniería eléctrica que incluye diseños de eficiencia energética que cumplen con varios códigos y estándares de energía.

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