Se determinó que la potencia instalada por el usuario es de 114600 W, además ese empleó un diagrama de Pareto para la identificación de los usuarios significativos en el sistema (USEn), en donde se observa que los 6 primeros activos inciden en los aumentos de consumo energético como se muestra en la Fig. 2.

Figura 2:

Se procedió a monitorear el sistema en las barras principales de los transformadores de distribución con los que cuenta el usuario, acorde a lo estipulado en la regulación No. ARCERNNR 002/20, empleándose un analizador de redes FLUKE 435 [8], durante 7 días con mediciones en intervalos de 10 minutos [3]. Los resultados se analizarán en el software PowerLog [8].

A. Equipo de transformación I (T-I)

Transformador trifásico de 125 kVA, conectado en media tensión a la red de distribución, relación de transformación 13,8/0,22 kV y conexión Delta - Yn, en la Fig. 3 se observa el consumo energético característico en el trafo durante una semana de trabajo.

Figura 3:

Niveles de Tensión

A lo largo de la medición, se registró valores fuera del 8% permitido para variaciones de tensión [3], sin embargo, en ninguna de las fases se registra una incidencia igual o mayor al 5% (ver tabla 1).

Tabla 1:

Fase	Nivel Máx. (V)	Nivel Mín. (V)	Sucesos	(%)	Cumple
L1	132,30	111,90	56	1,80	Si
L2	133,30	112,90	45	1,50	Si
L3	133,90	113,20	45	1,50	Si

Distorsión Armónica Total (THD%)

En la tabla 2 se observa que ninguna de las fases mostró magnitudes fuera de rango en cuanto a distorsión armónica total de voltaje, sin embargo, en cuanto a distorsión armónica total de corriente sucede lo opuesto.

Tabla 2:

THD Voltaje
Fase	% Máx.	% Mín.	Lím. (%)	Cumple
L1	2,40	0,30	8,00	Si
L2	2,70	0,60	8,00	Si
L3	2,70	0,40	8,00	Si
THD Corriente
Fase	% Máx.	% Mín.	Lím. (%)	Cumple
L1	21,30	5,10	8,00	No
L2	36,50	5,40	8,00	No
L3	19,60	2,10	8,00	No

Factor de potencia

En la Fig. 4 se observa la variación del factor de potencia en el transformador I, en donde se evidencia varias mediciones con magnitudes menores al valor mínimo permitido 0,92 [3].

Figura 4:

En la tabla 3 se observa la tabulación promedio de los valores obtenidos con respecto al factor de potencia durante la medición.

Tabla 3:

Fase	fp máx.	fp mín.	fp prom.	Suces.	%	Cumple
L1	1	0,63	0,84	730	71,40	No
L2	1	0,74	0,87	534	52,30	No
L3	1	0,64	0,85	630	61,60	No
Tot.	0,98	0,68	0,85	600	50,70	No

Flickers

Se obtuvieron valores de Pst superiores a 1 en al menos el 80% de mediciones, por lo que no se cumple con lo estipulado en la regulación, ver Fig. 5.

Figura 5:

Equipo de transformación II (T-II)

Transformador trifásico de 75 kVA, conectado en media tensión a la red de distribución, relación de transformación 13,8/0,22 kV y conexión Delta - Yn, en la Fig. 6 se observa el consumo energético característico en el trafo durante una semana de trabajo.

Figura 6:

Niveles de Tensión

A lo largo de la medición, se registró valores fuera del 8% permitido para variaciones de tensión [3], sin embargo, en ninguna de las fases se registra una incidencia igual o mayor al 5% (ver tabla 4).

Tabla 4:

Fase	Nivel Máx. (V)	Nivel Mín. (V)	Sucesos	(%)	Cumple
L1	132,90	113,20	1	0,03	Si
L2	133,20	120,20	0	0,00	Si
L3	109,80	109,30	2	0,06	Si

Distorsión Armónica Total (THD%)

En la tabla 5 se observa que ninguna de las fases mostró magnitudes fuera de rango en cuanto a distorsión armónica total de voltaje y de corriente.

Tabla 5:

THD Voltaje
Fase	% Máx.	% Mín.	Lím. (%)	Cumple
L1	1,50	0,40	8,00	Si
L2	1,50	0,40	8,00	Si
L3	1,60	0,40	8,00	Si
THD Corriente
Fase	% Máx.	% Mín.	Lím. (%)	Cumple
L1	5,50	1,90	8,00	No
L2	6,30	1,60	8,00	No
L3	4,80	1,80	8,00	No

Factor de potencia

En la Fig. 7 se observa la variación del factor de potencia en el transformador I, en donde se evidencia valores aceptables dentro del rango permitido 0,92 [3].

Figura 7:

En la tabla 6 se observa la tabulación promedio de los valores obtenidos con respecto al factor de potencia durante la medición.

Tabla 6:

Fase	fp máx.	fp mín.	fp prom.	Suces.	%	Cumple
L1	0,99	0,90	0,97	3	0,30	No
L2	0,99	0,81	0,95	125	12,30	No
L3	0,99	0,86	0,95	43	4,23	No
Tot.	0,99	0,86	0,96	29	2,86	No

Flickers

Se obtuvieron valores de Pst superiores a 1 en al menos el 80% de mediciones, por lo que no se cumple con lo estipulado en la regulación, ver Fig. 8.

Figura 8:

Descripción del Sistema

El sistema se encontraba conformado en un 70% por lámparas fluorescentes, la infraestructura del lugar está conformada por cubiertas metálicas en configuración en pendiente, lo cual hace factible la implementación de elementos de iluminación alternativos como tubos solares y cubiertas tipo traslucida.

De manera que se realizó mediciones de iluminación con un luxómetro digital, determinándose que en el 50% de los ambientes en estudio no cumplían con los niveles mínimos permitidos [4], como se muestra en la tabla 7.

Tabla 7:

Área	Medición Realizada	Nivel Mín. Permitido	Cumple
Almacenamiento	125	140	No
Administrativo	253	300	No
Laboratorios	700	300	Si
Producción	223	200	Si
Comercial	103	200	No
Calderas	260	100	Si

En base a la información estructural del sistema obtenida del levantamiento de carga y en función a los valores de potencia y demanda analizados en PowerLog y provenientes del analizador de redes FLUKE, Se procedió a configurar y simular el sistema eléctrico del usuario en el software ETAP, determinándose que el 63,64% de barras presentan variaciones de tensión inadecuadas y el 50% de conductores se encuentran sobrecargados, ambas circunstancias en condiciones a plena carga. En la Fig. 9 se muestra la simulación del sistema.

Figura 9:

Tabla 8

Mejora	Desarrollo	Observación
Balance de carga	Se prevé distribuir equitativamente la carga de del usuario en cada una de las fases del sistema con el propósito de eliminar la sobrecarga existente en conductores y barras.	Se comprobará mediante software.
Ahorro energético en iluminación.	Se prevé renovar el sistema de iluminación a tecnología led y aprovechar la energía lumínica natural, para reducir el consumo energético por concepto de iluminación en un 30%.	Se comprobará mediante software.
Corrección del factor del fp	Se prevé implementar un banco de capacitores para corregir el exceso de potencia reactiva en el transformador I	Se dimensionarán los componentes.
Análisis financiero	El tiempo de retorno de la inversión deberá ser igual o menor a 4 años.	Se determinará el tiempo.

A continuación, se analiza cada una de las mejoras planteadas al sistema.

Balance de carga

Se distribuyó equitativamente las cargas en las fases del sistema, para posteriormente ser simulado, obteniéndose variaciones inferiores al 8% en cuanto a niveles de tensión y corrientes inferiores a la capacidad nominal de los conductores del sistema, lo cual se muestra en la Fig. 10.

Figura 10:

Iluminación

Se empleó el software DIALux con el propósito de simular el entorno de la industria con la implementación de traslucidos que aporten al ingreso de energía lumínica natural al ambiente, con lo que se obtuvo un ahorro del 30% con respecto al sistema actual, ver Fig. 11.

Figura 11:

En la Fig. 12 se muestran los resultados de la simulación, en donde se observa que absolutamente todos los espacios del ambiente cumplen con el nivel mínimo de iluminación necesario 200 lux [4].

Figura 12:

Corrección del fp

Con el uso de la ecuación (1), se dimensionó el banco de capacitores necesario para corregir el factor de potencia del T-I.

Datos preliminares:

Se determinó una potencia reactiva de 75 kVAR como magnitud necesaria para compensar el factor de potencia en el transformador, de manera que se ubicará 15 kVAR en cada fase con lo que se obtendrá un factor de potencia adecuado dentro de la normativa.

Periodo de recuperación

Con la implementación de las propuestas, se espera un ahorro de al menos el 5% con respecto al rubro cancelado por concepto de consumo de energía eléctrica por parte del usuario en el año previo al presente estudio. Mediante la ecuación (2) se puede determinar el periodo de recuperación de la inversión.

En concordancia a los datos obtenidos desde el analizador de redes; se puede determinar que la segunda fase del sistema se encontraba con una magnitud de carga prácticamente nula, lo cual ocasionaba problemas como: desbalances en el sistema y puntos calientes, sin embargo con la propuesta planteada para el balanceo de carga se ha evidenciado mediante la simulación que el resultado sería totalmente eficiente; reduciéndose las variaciones de tensión en las barras del sistema a valores inferiores al 8% y las corrientes en los conductores eléctricos llegando a valores por debajo de su capacidad, todo ello aporta al desempeño óptimo del sistema.

El aporte de energía lumínica natural significa un ahorro de al menos el 30% de consumo energético, las ondas de iluminación mostradas en el resultado de la simulación, muestran que en toda el área y perímetro de los ambientes se cumple con el nivel mínimo de iluminación establecido 200 lux para actividades industriales.

El factor de potencia es un parámetro que significa pérdidas en el sistema y que ocasiona operaciones anormales que resultan en afectación al control de la distribuidora del servicio eléctrico, por lo que en el transcurso de la investigación se evidenció los rubros significativos que la industria cancelaba por un bajo factor de potencia, rubros que podrían fácilmente cubrir los montos necesarios para la implementación del banco de capacitores necesario para corregir dicho parámetro.

Con el análisis realizado se logró importantes aportes en la búsqueda de la mejora continua en el desempeño energético de la industria, ahora la misma cuenta con diagramas eléctricos que servirán como guía y facilitarán actividades de mantenimiento, así mismo ahora se conoce la estructuración del sistema eléctrico para que en casos de incrementos de carga, el ingreso al sistema se lo haga de manera balanceada.

Las mejoras son factibles debido a que el periodo de recuperación de la inversión no supera el lapso de 4 años, con lo que se confirma la fiabilidad de las propuestas desde el aspecto financiero.