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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN SIMÓN
FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGÍA
CARRERA DE INGENIERÍA ELECTROMECANICA
DIAGNOSTICO Y PROPUESTAS DE SOLUCIONES DE LAS REDES
DE MEDIA TENSION URBANAS DE 10 KV DE COCHABAMBA.
PERFIL DE PROYECTO DE GRADO
Estudiante: CHRISTIAN JESÚS MÁRQUEZ HURTADO
Cochabamba –Junio del 2014
Introducción
Las redes de energía eléctrica deberán ser diseñadas y explotadas con la finalidad
de cubrir las demandas de energía de los consumidores.
Estructuralmente, los sistemas eléctricos están compuestos por Centrales de
Generación, Sistemas de Transmisión y Sistemas de Distribución, que energizan a
los consumidores. Por transporte entendemos, el traslado de toda la energía
generada en las centrales hasta donde se encuentran los consumidores, por lo
que es necesario que las redes sean capaces de transportar grandes cantidades
de energía a grandes distancias. Para ello, se emplearán redes de transporte de
alta tensión que conectan las centrales con las subestaciones de transformación
de potencia y mediante redes de media tensión las subestaciones se conectan con
los centros de transformación de Distribución, con los que se energizan a los
usuarios en baja tensión.
En función del nivel de tensión empleado, se pueden considerar dos tipos de
redes de distribución: redes de media tensión y redes de baja tensión. Las
primeras, redes de media tensión, se utilizarán principalmente para realizar el
suministro de energía a los clientes de tipo industrial y para acercar aún más la
energía a los clientes de baja; a los que se distribuirá mediante las redes de baja
tensión, desde los centros de transformación de Distribución.
Es evidente que el diseño y operación de todo el sistema de energía eléctrica
requiere una adecuada planificación para garantizar su correcto funcionamiento en
todo momento y en el futuro.
La ciudad de Cochabamba durante los últimos 10 años, incremento su área de
cobertura en zonas rurales y periféricas de la ciudad, incorporando algunas
poblaciones vecinas, además la densificación de carga con la distribución de los
servicios por áreas que se forman al crecer la ciudad, que se llevo a cabo con
distribución de áreas comerciales, bancos, supermercados y otras actividades
industriales, incremento en número de pisos de viviendas y creación de complejos
de viviendas o conjuntos habitacionales distribuidos en las periferias, en el área de
cobertura de las redes de 10 KV. que es la zona central, se construyeron varios
edificios con altitud superior a 8 pisos aumentado la densidad de carga por
crecimiento vertical, además por estar la zona comercial y de oficinas públicas y
privadas, también es un factor de aumento de carga y con una composición de
mejora del factor de carga, además por estar concentradas las actividades más
importantes motoras de la actividad citadina, por lo que se debe mejorar la
confiabilidad del servicio, buscando recursos previendo incidentes fortuitos como
choques a postes y descargas atmosféricas.
Antecedentes
Se denomina red de distribución a la encargada de distribuir la energía eléctrica
desde las subestaciones de transformación a cada uno de los clientes, en los
diferentes niveles de tensión requeridos. En general, las redes de distribución se
pueden diferenciar en dos grandes grupos en función del nivel de tensión
empleado: media tensión y baja tensión. Se denominan redes de distribución de
media tensión a las redes que parten desde las subestaciones de potencia o
desde pequeñas centrales de generación y distribuyen la energía eléctrica entre
los clientes de media tensión y los centros de transformación MT/BT.
Los niveles de tensión empleados están comprendidos entre 1 y 36 kV, siendo los
valores empleados en Cochabamba los de 10, 24.9 y 34.5 kV. La red de
distribución de baja tensión permite realizar el suministro a los clientes de baja
tensión4 desde los centros de transformación MT/BT, alimentados mediante la red
de media tensión. El nivel de tensión empleado es inferior a 1 kV., siendo los
valores trifásicos usados de 220 y 380V.
Se puede considerar un tercer grupo dentro de las redes de distribución,
correspondiente a las redes de alta tensión, si bien en muchos casos, es difícil de
separarla de lo que es la propia red de transporte, en Cochabamba el voltaje de
Alta tensión para subtransmisión es de 115 KV. su estructura para interconectar a
las subestaciones de potencia es sencilla ( radial y/o en anillo)
Uno de los factores que más influye en el diseño y planificación de las redes de
Distribución, es la forma en que está distribuida la carga. La distribución de los
clientes dentro de los núcleos de población o la de dichos núcleos dentro de una
determinada área, varía mucho en función de la zona geográfica en estudio.
La distribución de la población dentro de los núcleos varía en función del número
de habitantes, la dispersión de la población, la situación geográfica del núcleo de
población, etc. En general, en los núcleos de población de pequeña dimensión, las
viviendas suelen ser unifamiliares, pudiendo estar concentradas (viviendas
adosadas) o dispersas. En los núcleos de población de mayor dimensión (villas y
ciudades) la concentración de las viviendas es mayor que en los pueblos,
creciendo con el número de habitantes, distribuyéndose las viviendas en edificios
de varias viviendas y plantas. Por otro lado, en los pueblos pequeños el grado de
urbanización es mínimo, llegando a ser nulo en los núcleos muy dispersos, no
existiendo calles ni plazas, sino simples caminos y cruces de estos para el acceso
a las diferentes viviendas que forman la población
Justificación
Debido a la demanda de energía eléctrica creciente en la ciudad de Cochabamba,
se presentan problemas en las redes de media tensión, motivo por lo que hay que
adecuarlas permanentemente.
Debido al crecimiento urbano y las reducción de espacios disponibles que exigen
un área de aproximadamente de media a una hectárea para las subestaciones de
potencia, aspecto que es crítico en la zona central de la ciudad y que dicho
aspecto será mucho mas importante en el futuro, motivo por el que se deberá
incrementar la capacidad y numero de alimentadores de distribución de media
tensión actualmente de 10 KV.
Para no afectar la calidad de suministro se realiza el presente proyecto, tomando
en cuenta los principales factores de influencia en este sistema de distribución de
10 KV., aplicando políticas y normas de desarrollo establecidas por la misma
empresa y por la AE (Autoridad y control social de Electricidad)
Objetivos
Objetivo General
Analizar los márgenes de operación técnica de la red actual respecto a
caídas de tensión y su horizonte, definir políticas de implementación futura
de alimentadores, su capacidad y estructura de red de media tensión para
el área central de la ciudad de Cochabamba en el mediano y largo plazo
Objetivos Específicos
Recopilar indicadores respecto a caídas de tensión actuales de las redes
Urbanas de 10 KV de ELFEC, para estado normal y contingencia.
Definir la limitación de cargabilidad de alimentadores en 10 KV., si es por
caída de voltaje o por capacidad térmica de conductor.
Estudiar el efecto de soluciones correctivas de caídas de tensión que
permitan extender el horizonte de la red actual.
Presentar alternativas de solución integral, que permitan horizontes
mayores como mediano y largo plazo.
Para largo plazo, definir las características o estructura para estado normal
y contingencia (política a implementarse).
Clasificar las soluciones factibles según su alcance técnico.
MARCO TEÓRICO
1. DATOS DE LA RED DE MEDIA TENSION DE 10 KV. EXISTENTE
(información proporcionada por ELFEC).
a. Plano de alimentadores con sección de conductores, longitudes, y
ubicación de transformadores de distribución
Carga actual por alimentadores y de la subestación.
Factor de potencia
Datos históricos de carga para definir el índice de crecimiento
anual, del área de 10 KV si su área se mantiene en el tiempo
Capacidad nominal de alimentadores, conexión a otros
vecinos
Ubicación de Subestaciones de Potencia y las características
básicas del transformador a través de los datos de placa.
b. Definición del área de cobertura.
Esta determinado por el alcance de los alimentadores de media
tensión, en este caso de los de 10 KV., que a través de los
transformadores de distribución que energizan definen el área de
cobertura en baja tensión, en este caso el área de 10 KV.esta
rodeada por el área de 24,9 KV., se adjunta plano.
c. Ubicación de equipos de seccionamiento, protección y maniobra en
alimentadores y recursos de conexión con otros.
Los interruptores que son equipos de protección y se ubican a la
salida del alimentador en la subestación de potencia, dependiendo
de la longitud del alimentador, la magnitud e importancia de la carga,
se define la cantidad de elementos de protección automatica de
línea que son los reconectadores ( que tienen menor capacidad de
corto circuito que los interruptores), por estar mas alejados de las
subestaciones, lo que presupone la reducción de los niveles de corto
circuito ( KAmp.), la cantidad de curvas de protección o equipos esta
limitado por la curva de daño o la protección del transformador de
potencia, seguido o cordinados en tiempos de la protección de salida
del interruptor y la de los reconectadores que separados con 300
mseg se puedan introducir, generalmente se incluye un máximo de
dos reconectadores que asegura que no haya superposición en la
activación o apertura ante una falla.
Con esto se logra la selectividad automática de la falla, limitándola a
una área menor o porcentaje del alimentador, ayuda a identificar el
problema mas rápidamente y permite recierres automáticos o
manuales bajo carga.
Los equipos de maniobra pueden ser de apertura y cierre bajo carga
(SECTOS) o en vacio (cuchillas), dependiendo de que tengan las
cámaras de interrupción de arco en la apertura o no y estas ultimas
podrán ser tripolares o monopolares, estas ultimas son mas
económicas pero menos funcionales, todos estos elementos se
utilizan para reconfigurar la red de media tensión y fraccionarla en
sectores mas pequenos, con la finalidad de reducir la cantidad de
usuarios afectados por una interrupción del servicio, para
mantenimientos en línea muerta, reposicion de algún poste chocado
o la inserción de nuevos ramales, usuarios o equipos de red, estas
interrupciones se pueden reducir en su mayoria si se tiene
mantenimiento en línea viva.
Los equipos de protección y maniobra, se pueden accionar a
distancia al estar motorizados y ser supervisados en su estado
abierto cerrado mediante el uso del SCADA u otros sistemas de
comunicación, ahorrando tiempos de traslado del personal para
accionamiento, sobretodo en áreas de elevado trafico automotriz.
La configuración de alimentadores generalmente es radial con
enlaces a otros alimentadores en su parte final o por tramos en que
este se subdivide y dependerá de estos para su capacidad y calculo
de caídas de tensión en caso de reconfiguraciones por falla o
mantenimientos (incluir algunos diagramas que ejemplifiquen….).
d. Ubicación de equipos de regulación de voltaje, capacitores y sus
características técnicas.
La regulación de voltaje automática y bajo carga se la realiza en el
transformador de potencia de Alta a Media tensión, manteniendo un
voltaje de salida para todos para todos los alimentadores conectados
a este.
Los reguladores de voltaje de los alimentadores, son
autotransformadores monofásicos que montados en banco trifásico,
permiten elevar y controlar la tensión automaticamente a partir de los
bornes de salida de este equipo, se aplica en alimentadores largos,
como una solución mas económica, de rápida implementacion y de
menor afectación con interrupciones a los usuarios conectados
aguas abajo, también podrían instalarse en alimentadores a cargas
industriales pesadas, en las que la limitación fuere la caída de
voltaje.
Los reguladores de tensión pueden mantener su voltaje de salida fijo,
independientemente de su carga o programarlo para mantener un
voltaje en cola de línea, eligiendo la modalidad y programando la
variable de control, la aplicación de los reguladores de tensión no
reducen las perdidas técnicas de la línea.
La aplicación de capacitores mas frecuente en distribución es en
paralelo o derivación, enfocada a lograr el factor de potencia de la
red o puntos de retiro o compra de energia del SIN en determinada
subestación, que debe ser igual y mayor a 0.93, si es menor es
sancionado, otra aplicación de rapidos resultados es para mejorar la
caída de tension..
LA corriente del capacitor es puramente reactiva y adelantada 90
grados del voltaje de referencia y reduce a la componente reactiva
de la corriente, que esta atrasada 90 grados( lo que se ve en
diagrama….), que reduce la resultante reactiva y por tanto la
resultante de la corriente, que produce perdidas Joule (I2*r) y caídas
de tensión (I*(r*cosθ+ r* senθ)), siendo que la potencia utilizada es
P= 31/2 VI*cosθ, de esa manera están relacionados la aplicación de
capacitores con la reducción de perdidas técnicas en alimentadores,
transformadores, liberando además la capacidad utilizada del
equipos y la reducción de caídas de tensión, dependiendo si la carga
es de tipo inductivo, su aplicación es rápida de nulo impacto a los
usuarios con interrupciones para su implementaciong.
Debido a que las cargas en los alimentadores de media tensión son
casi uniformemente distribuidas en su longitud, la ubicación optima
de los capacitores es a 2/3 del alimentador, en el Anexo…., se
deduce formulas simplificadas para el calculo de caídas de tensión y
perdidas, mismas que son practicas y muy similares a la distribución
real a mediano plazo y mas aun a largo plazo, por que el crecimiento
de la carga es aleatorio, el control mas utilizado y económico para la
conexión o desconexión del banco trifásico de capacitores, a través
de dispositivos de desconexión bajo carga con tecnología de
pastillas en vacio, el control es el de Tiempo o cronometro,
diferenciando días hábiles y fines de semana, otro factor de control
es del facto de potencia y conectara o desconectara según la
necesidad instantánea del factor de potencia medido en el lugar de
instalación del capacitor.
e. Posición de Taps de transformadores de Potencia y de Distribución a
lo largo del alimentador.
El cambio en la relación de transformación en transformadores de potencia es normalmente ±10%, los pasos de variación son 32 para cubrir el rango normal de ±10% (0.625% por paso). Normalmente los cambiadores de derivación o taps están localizados en los devanados primarios (de alto voltaje) aunque algunas distribuidoras como ELFEC los tienen en Media tensión, es automático y bajo carga, mantendrá el voltaje nominal en media tensión o generalmente un porcentaje mayor definido, independientemente de la carga del transformador.
Los transformadores de distribución tienen cambiadores manuales de taps de ± 5 % , cada paso de 2,5 % siendo el tap central el nominal, de manera de compensar las caídas de tensión en la red de baja tensión y las caídas de media tensión en el alimentador, la posicion de los taps en los transformadores, se adecuan a una tension decreciente conforme se aleja
hasta el final del alimentador, con la finalidad de mantener la tensión nominal de baja tensión o un porcentaje mayor a plena carga.
2. ANALISIS DE LA RED DE MEDIA TENSION DE 10 KV. EXISTENTE
(sobre información proporcionada por ELFEC).
CRITERIOS DE PLANEAMIENTO APLICABLES (factores de diagnóstico).
Continuidad del servicio.
Esta en función del tipo, importancia, y características de la carga, en
función a estos factores es necesario establecer grados de
continuidad.
o Grado 1: Es un valor que se considera ideal y una vez
alcanzado requiere mínimas mejoras o instalación de equipos
en la red
o Grado 2: Significa que el sistema, a pesar de tener un buen
desempeño admite mejoras o instalación de equipos que
permita mayor flexibilidad en la operación y por ende menor
numero de consumidores afectados, menor tiempo de
detección de fallas y su reparación
o Grado 3: Este se define como el numero requerido para
suministrar un servicio aceptable; un sistema de distribución
con estas características admite mejoras sustanciales y su
objetivo será siempre llegar al grado superior
o Grado 4: Este define una condición de suministro indeseable y
significa que el sistema requiere mejoras sustanciales en su
diseño, operación y mantenimiento.
Tambien es necesario establecer el grado de dependencia de
consumidores del servicio de energía eléctrica, ocasionada por
situaciones de emergencia.
o Consumidores con prioridad A: Son aquellas interrupciones no
programadas, aunque sean instantáneas que ocasionan
paralización total de sus actividades principales o de su
proceso de producción, que ocasiona pérdidas de su producto,
riesgos serios contra la vida humana. (Fabricas de cemento,
hospitales), para los que se recomienda las instalación de
grupos generadores de emergencia, sistemas UPS y otros.
o Consumidores con prioridad B: Son aquellas interrupciones no
programadas, aunque sean instantáneas ocasionan
paralización de sus actividades principales, o en su proceso
de producción, perdidas del producto, en cualquiera de estos
casos con pérdidas financieras importantes, como ser
instituciones financieras- Bancos, cerámicas con hornos
continuos, centros de cómputos, se recomienda similares
soluciones del consumidor A anterior.
o Consumidores prioridad C: Son aquellos para los cuales una
interrupción instantánea no les afecta; sin embargo, la falta de
energía prolongada sí representa daños serios en sus
procesos de producción o actividades principales como
Ceramicas de proceso discontinuo, procesadoras de
o productos lácteos y en general todas las fabricas.
o Consumidores con prioridad D: Son Todos los consumidores
no considerados en las clasificaciones anteriores, que
soportan interrupciones por un determinado periodo de tiempo
en horas, generalmente consumidores domésticos o pequeños
comercios.
Para poder clasificar también es necesario tener índices numéricos
conocidos como índices de confiabilidad
o Tiempo de interrupción por usuario(TIU):
TIU=∑i=1
T
∑i=1
Mi
(DIi1∗UAi1)
∑i=1
T
NUi
o Frecuencia equivalente de interrupción por consumidor
FEC=∑j=1
m
λj njCaj
Cs
Caídas de tensión.
o La expresión que se utiliza para el cálculo de la caída de tensión que se produce en una línea se obtiene considerando el circuito equivalente de una línea corta (inferior a unos 50 km.), mostrado en la figura siguiente, junto con su diagrama vectorial.
Debido al pequeño valor del ángulo θ, entre las tensiones en el origen y extremo de la línea, se puede asumir sin cometer prácticamente ningún error, que el vector
es igual a su proyección horizontal, siendo por tanto el valor de la caída de tensión.
Caída de tensión de línea en trifásico en voltios
Caída de tensión en monofásico en voltios.
R Resistencia de la línea en Ω
X Reactancia de la línea en Ω
P Potencia en vatios transportada por la línea.
Tensión de la línea según sea trifásica o monofásica, (380V en trifásico, 220V en monofásico)
Tangente del ángulo correspondiente al factor de potencia de la carga.
El valor de la resistencia de un cable se calcula como:
o Cálculo de caídas de tensión mediante valores unitarios.
Se define la caída de tensión unitaria (eu) como la caída de tensión por unidad de longitud del cable y por unidad de intensidad que circula por el cable.
Perdidas de energía y potencia.
Tienes que desarrollar conceptos de factor de carga, demanda
máxima, energía consumida y su relacion con el factor de perdidas de potencia y energía para calcularlos, busca en libro Mexicano de distribución.
Vos segui desarrollando otras partes teoricas, numera las
ecuaxciones que luego vas a usar, todo lo que sea muy largo desarrollar o de apoyo llevalo a Anexos numerados para diferentes fines, yo voy a ver de avanzar tambien y lo pintare de otro color para distiguir de lo que esta hecho, vos hace lo mismo.Las pérdidas de potencia y energía de una sistema de distribución, dependen de la demanda que debe suplir, por lo cual un conocimiento adecuado de ella permitirá que el estudio de pérdidas del sistema sea preciso.
o Factor de carga
Entendiendo como factor de carga Fc a la relación entre el
consumo durante un período determinado de tiempo y el
consumo que habría resultado de la utilización permanente de
la potencia máxima observada durante dicho período
o Factor de carga de perdida
Permitirá obtener el valor de energía de perdida
correspondiente al periodo de tiempo que se esté
considerando.
El cálculo del factor de carga de perdida , se efectúa a través
de una relación empírica de uso generalizado en los estudios
de planificación de redes de distribución.
o Demanda Maxima
La demanda máxima representa para un instante dado, la
máxima coincidencia de cargas eléctricas operando al mismo
tiempo. La demanda máxima corresponde a un valor
instantáneo en el tiempo.
o Energia Consumida
Es la potencia de la carga servida para un tiempo determinado
E=P∗t
o I2R
Son perdidas de potencia debidas a la corriente que circula
por el mismo alimentador, esto es directamente proporcional a
la disminución de los niveles de tensión en redes de
distribución.
Es una práctica habitual la utilización del valor de corriente
eficaz máxima correspondiente al periodo de análisis, por ser
éste un valor característico y fácil de obtener de los
alimentadores.
o Perdidas joule
El calor disipado por efecto joule en los conductores de las líneas, causa un incremento en la temperatura de los mismos con respecto al ambiente, esto debe estar convenientemente limitado dentro de los valores de seguridad.
Calor disipado por efecto joule+ calor recibido por radiación solar= calor transmitido por convención+ calor transmitido por radiación
El cálculo de la capacidad de corriente de los conductores de las líneas aéreas para una temperatura dada como límite de operación se puede determinar con la fórmula siguiente:
En la fórmula anterior, se pone en evidencia la gran importancia que tiene la velocidad del aire en el cálculo de la capacidad de corriente, en las condiciones razonablemente más desfavorables se puede suponer que es de 1 m/seg. Con relación al coeficiente de radiación solar específico (S) para lugares con climas de templado a caluroso, se puede
considerar el valor de
Se supone que el calor transmitido al ambiente en la unidad de tiempo por la unidad de longitud del conductor es proporcional a la diferencia de temperatura ΔT y a la superficie (S), según el coeficiente de transmisión (K). Este último en función de muchos parámetros, de entre los cuales es importante la velocidad del aire. Estando en equilibrio térmico se puede escribir:
La ecuación anterior, muestra que la densidad de corriente máxima admisible es, a igualdad de otras condiciones, inversamente proporcional a la raíz cuarta de la sección, si se designa con σ1 y σ2 la densidad límite que corresponde a sección S=1 mm2 , y respectivamente Smm2, la ecuación anterior se transforma en la siguiente:
Aplicable a conductores desnudos o cables aislados.
Criterio de selección de conductor por caída de tensión o capacidad
de conducción, considerando flexibilidad operativa y nivel de
pérdidas.
Donde la conductividad se puede tomar de la siguiente tabla:
Para calcular la temperatura máxima prevista en servicio de un cable se puede utilizar el siguiente razonamiento: su incremento de temperatura respecto de la temperatura ambiente T0 (25ºC para cables enterrados y 40ºC para cables al aire), es proporcional al cuadrado del valor eficaz de la intensidad. Por tanto.
Cantidad de alimentadores de una subestación según su potencia.
2.1.- ESTADO NORMAL.
a. Cargas y factor de potencia por alimentador, curvas de carga.
La carga de acuerdo al tipo de utilización de la energía
oCargas Residenciales
oCargas Comerciales
oCargas Hospitalarias
oCargas Industriales
La carga de acuerdo a la dependencia eléctrica(confiabilidad)
oSensibles
Se consideran aquellas en las cuales una interrupción
aunque sea momentánea, causa perjuicios
considerables
oSemisensibles
Se consideran aquellas en las cuales una interrupción
no mayor a 10 minutos, no causa grandes problemas
oNormales
Se consideran aquellas en las cuales una interrupción
entre 1h y 5h no causa mayores perjuicios
Efecto de la carga en el sistema de distribución(ciclo de
cargas)
oTransitorias cíclicas
No funcionan continuamente y efectúan un ciclo de
trabajo periodico
oTransitorias aciclicas
Desarrollan un ciclo de trabajo no periodico
oNormales
Desarrollan un trabajo continuo
Factor de Potencia(Cosφ)
oEl factor de potencia se puede definir como la relación
que existe entre la potencia activa (KW) y la potencia
aparente (KVA) y es indicativo de la eficiencia con que
se está utilizando la energía eléctrica para producir un
trabajo útil.
Cosφ= PS
La potencia reactiva, la cual no produce un trabajo físico
directo en los equipos, es necesaria para producir el
flujo electromagnético que pone en funcionamiento
elementos tales como: motores, lámparas
fluorescentes, equipos de refrigeración y otros similares.
Cuando la cantidad de estos equipos es apreciable los
requerimientos de potencia reactiva también se hacen
significativos, lo cual produce una disminución del
exagerada del factor de potencia. Esto conlleva
aumento de la intensidad de corriente, pérdidas en los
conductores y fuertes caídas de tensión, incrementos
de potencia de las plantas, transformadores, reducción
de su vida útil y reducción de la capacidad de
conducción de los conductores, tambien la temperatura
de los conductores aumenta y esto disminuye la vida de
su aislamiento.
Curvas de carga
oLa carga presenta un comportamiento caracteristico
que varia entre un máximo a las 19:30 horas y un
minimo a las 3:30 horas, aunque los valores cambien
este tipo de curva se mantendrá
Las curvas de carga diaria no son identicas durante el
año, por eso se las caracteriza por estaciones,
mensuales, semanales , etc
b. Márgenes de carga de alimentadores.
Es el rango de cargabilidad de los alimentadores de la red
c. Evaluación del factor de potencia y necesidad de reactivos
capacitivos y su consecuencia en la caída de voltaje.
La potencia reactiva, la cual no produce un trabajo físico
directo en los equipos, es necesaria para producir el flujo
electromagnético que pone en funcionamiento elementos tales
como: motores, lámparas fluorescentes, equipos de
refrigeración y otros similares. Cuando la cantidad de estos
equipos es apreciable los requerimientos de potencia reactiva
también se hacen significativos, lo cual produce una
disminución del exagerada del factor de potencia. Esto
conlleva aumento de la intensidad de corriente, pérdidas en
los conductores y fuertes caídas de tensión, incrementos de
potencia de las plantas, transformadores, reducción de su vida
útil y reducción de la capacidad de conducción de los
conductores, tambien la temperatura de los conductores
aumenta y esto disminuye la vida de su aislamiento.
La finalidad de corregir el factor de potencia es reducir la
energía reactiva, mediante la instalación de unidades
capacitivas
Si no es corregido el factor de potencia, se produce un
aumento en la corriente que a su vez conlleva una caida de
tension mayor
Los capacitores pueden ser instalados en distintos puntos de
la red, cada uno con una aplicación diferente
o Compensacion individual
Se refiere a que a cada consumidor de carga
inductiva se le asigna un capacitor que
suministre potencia reactiva para su
compensación, es utilizado principalmente en
equipos de operación continua y cuyo consumo
de carga inductiva sea representativo
o Compensacion en grupo
Se utiliza cuando las cargas se conectan
simultáneamente y demandan potencia reactiva
constante
o Compensacion central con banco automatico
Ofrece una solución generalizada para el factor
de potencia ya que la potencia del banco de
capacitores se instala en la acometida, lo cual
suministra la potencia reactiva demandada por
diversos equipos con distintos tiempos de
operacion
d. Participación de reguladores de voltaje y compensación de caídas de
tensión en la curva horaria.
Los transformadores de regulación de fase se usan para controlar el flujo de potencia alrededor de mallas o lazos con
dos o más fuentes, generalmente están accionados por motor eléctrico y tienen un sistema de control y protección extensivos.
En la siguiente figura, se muestra un transformador regulador de fase, el arreglo del núcleo provoca que el devanado produzca que ΔV esté 90° fuera de fase en el voltaje al neutro.
2.2.- ESTADO DE CONTINGENCIA
a. Caídas de tensión en alimentadores.
b. Márgenes de carga de alimentadores.
3. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA (información proporcionada por
ELFEC).
a. Análisis de cargas de transformadores de distribución, factores de
carga y distribución a lo largo de alimentadores.
b. Determinación de densidades de carga zonificada, factores de
coincidencia en transformadores de distribución, alimentadores.
c. Proyección de la demanda por alimentador, basados en datos
históricos y ajuste de curvas temporales.
4. ESTUDIO DEL COMPORTAMIENTO FUTURO DE LA RED EXISTENTE
EN ESTADO NORMAL Y CONTINGENCIA
a. Análisis del horizonte de tiempo cumpliendo indicadores de calidad.
5. ANÁLISIS DE POSIBLES SOLUCIONES (Aspectos Técnicos aplicables al
sistema de ELFEC).
a. Caída de tensión y métodos de su reducción: incremento sección de
conductor, aplicación de capacitores en derivacion, transferencia de
carga y otras.
b. Factores que determinan nuevas obras de Distribución (sobrecarga
de Subtransmisión, subestaciones, alimentadores o caídas de
tensión, ingreso de cargas mayores).
c. Ampliación de subestaciones de potencia existentes y nuevas.
d. Nuevos alimentadores, alimentadores limitados por caída de tensión
o por capacidad de conducción del conductor.
e. Aplicación de reguladores de voltaje.
f. Reconfiguración de redes de media tensión.
g. Cambio de nivel de voltaje.
h. Aspectos técnicos, limite mecánico, eléctrico, como límite practico de
aplicación de líneas aéreas urbanas.
i. Fórmulas para cálculos de caídas de voltaje, perdidas de potencia y
energía, factor de pérdidas y su relación con el factor de carga,
aproximación a cargas distribuidas, añadiendo cargas especiales.
6. ANALISIS DE ESTRUCTURAS O CONFIGURACION DE REDES DE
MEDIA TENSION.
a. Configuración Radial, ubicación de transformadores de distribución
en los alimentadores.
b. Configuración Anillo abierto o Cerrado, con recursos de
seccionamiento y de protección.
c. El sistema de Distribución de media Tensión es apoyo a
Subestaciones de Potencia y al sistema de subtransmisión.
MARCO PRÁCTICO.
CRONOGRAMA DE TRABAJO
CAPITULOS OCTUBRE NOVIEMBRE
DICIEMBRE ENERO FEBRERO MARZO
CAPITULO 1 y CAPITULO 2
CAPITULO 3 Y CAPITULO 4CAPITULO 5CAPITULO 6PROPUESTA
Y SIMULACION
PROPUESTA Y SIMULACION
Hacer correr flujos en el programa WINMIL o para ejecutar las propuestas de
solución.
BIBLIOGRAFIA
1. José Adolfo Cípoli – ELECTROBRAS. “INGENIERIA DE DISTRIBUCION”,
edit. QUALITYMARK, Brasil, 1993.
2. MCs. Ing. Armengol Blanco B. “SISTEMAS ELECTRICOS DE
DISTRIBUCION”, Pre.- Edición Oruro, Bolivia, 1995.
3. Ing. Roberto A. Espinoza y Lara “SISTEMAS DE DISTRIBUCION
ELECTRICOS”, edit. Talleres de Programas Educativos S.A. de C.V.,
México, 1990.
4. Central Station Engineers of the Westinghouse Electric Corporation
“ELECTRICAL TRANSMISION AND DISTRIBUCION REFERENCE
BOOK”, Pennsylvania, capítulo 20 y 21.
5. Ing. Roberto A. Espinoza y Lara “PLANEACION DE SISTEMAS DE
DISTRIBUCION”, Texto UNAM, México.
6. Donald G. Fink H. Wayne Beaty “MANUAL DE INGENIERIA ELECTRICA”,
edit. Mc. Graw–Hill, México, 1995, Cap 18
7. Jacinto Viqueira Landa “REDES ELECTRICAS”, edit. Representaciones y
Servicios de Ingeniería S.A. Tomo – I, 1970, Cap V.
8. S.Y. King y N.A. Halfter “UNDERGROUND POWER CABLES”, edit.
LONGMAN, London and N. York.
9. NRECA “UNDERGROUND DISTRIBUTION SYSTEM DESIGN AND
INSTALLATION GUIDE ”.
ANEXOS
(Llevar a Anexo toda esta parte)
Los rangos que establece la Autoridad de Electricidad para los índices, de acuerdo
al REGLAMENTO DE CALIDAD DE DISTRIBUCION DE ELECTRICIDAD,
Correspondiente al Nivel de Calidad 1, cuando el sistema tiene un Numero de
Consumidores mayor o igual a 10.000 y dependiendo del nivel de tensión de
suministro al usuario son:
INDICES DE CONTINUIDAD DEL SUMINISTRO ( evaluadas en el semestre de
control)
Alta Tensión, Frecuencia individual de interrupción F( Número de
Interrupciones del consumidor ) 3, Tiempo total individual de las
interrupciones T( horas acumuladas ) 6.
Media Tensión, calidad I, Frecuencia F( Número de Interrupciones del
consumidor) 7, Tiempo total individual de las interrupciones T( horas
acumuladas) 12.
Baja Tensión, calidad I, Frecuencia media de Interrupción FEC ( Número
de Interrupciones que en promedio cada consumidor sufrió)7, Tiempo Total
de interrupción por consumidor TIU( son las horas de interrupción promedio
por consumidor) 6.
El costo de la energía no suministrada será de siete veces el precio básico
de Energía vigente en el Sistema Interconectado Nacional
INDICES DE CALIDAD DEL PRODUCTO TECNICO, NIVELES DE TENSION:
Alta Tension, Calidad I , el Rango admitido +- 5 %.
Media Tension, calidad I, el Rango admitido es +- 7.5 %.
Baja Tension, calidad I, para las tensiones nominales de 230 Volts y
380Volts, el Rango admitido es +- 7.5 %.
Se aplican reducciones o sanciones económicas de la energía entregada,
establecidas en rangos cuando se exceden dichos limites.
a) Consumidores atendidos en Alta o Media Tension
Se determina la energía suministrada fuera de los rangos permitidos, en base a
mediciones simultaneas de tensión y energia consumida.
Variacion de tensión, respecto a limites
permitidos
Valorizacion de la energía ( $us/ KWH)
Hasta +- 5 % 0.04
Entre +- 5 % y +- 10 % 0.08
Mayor a +- 10 % 0.16
a) Consumidores atendidos en baja tensión,
La energía suministrada fuera de los limites permitidos, se determina por la
medición simultanea de la tensión en el punto mas critico de la red y la
energía del centro de transformación MT/BT que energiza a la red d baja
afectada.
Variacion de tensión, respecto a limites
permitidos
Valorizacion de la energía ( $us/ KWH)
Hasta +- 5 % 0.04
Entre +- 5 % y +- 10 % 0.12
Mayor a +- 10 % 0.36