CAPITULO 3

Capitulo 3 Ing. Mario Zalles M. 1

CAPITULO 3

PLANIFICACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

3.1.- INTRODUCCIÓN

El suministro de energía eléctrica se realiza a través de tres etapas, generación,

transmisión y distribución, siendo esta última la encargada de llevar la energía

eléctrica a los consumidores finales en forma eficiente y bajo estándares de calidad

de servicio. Este proceso, realizado por medio de redes de alimentación y

subestaciones, debe ser continuamente modificado con el fin de mantener el sistema

permanentemente adaptado a los constantes cambios de la demanda.

El sistema de distribución tiene importancia fundamental en el contexto de un

sistema eléctrico, no solo por el significativo volumen de inversiones necesario, sino

también por su responsabilidad en la calidad del servicio que presta al consumidor.

La actividad de planificación, importante en cualquier sistema es imprescindible en la

distribución, para atender el crecimiento permanente de la carga con niveles de

calidad de servicio compatibles con sus características, optimizando, además, la

aplicación de recursos financieros. Es decir, que la planificación de sistemas de

distribución de energía eléctrica es una actividad con el propósito de adecuar, al

menor costo, el sistema eléctrico y el sistema soporte a las futuras solicitaciones del

mercado consumidor, garantizando un suministro de energía eléctrica con niveles de

calidad compatibles con ese mercado.

El alcance de la planificación de un sistema de distribución puede ser considerado

en dos partes:

La planificación del sistema eléctrico propiamente dicho.

La planificación del sistema soporte (Edificaciones, personal, vehículos,

comunicaciones, etc.)

3.2.- PREVISIÓN DE CARGA


La dificultad de determinar a priori de las condiciones de trabajo de la red,

imposibilitan el cálculo exacto de una red, para ello es indispensable conocer un

conjunto de datos como:

Número de acometidas a alimentar

Posición exacta de las acometidas

Potencia eléctrica necesaria para cada una de ellas

Coeficientes de utilización

Aún de conocer todos estos datos, el cálculo resulta ser muy complejo, puesto que

los mismos modifican sus condiciones, por tanto es necesario realizar cálculos

aproximados, considerando acometidas uniformemente repartidas o concentradas

en puntos determinados.

Una de las tareas básica del proceso de planificación es la previsión de carga,

además de las técnicas disponibles, requiere de una gran dosis de experiencia y

conocimiento de área en cuestión.

Para atender las necesidades de la Planificación del Sistema, es necesario también

el conocimiento de la distribución de carga de los últimos años y por áreas

características de forma de facilitar el dimensionamiento de subestaciones,

alimentadores, etc.

3.2.1.- HORIZONTE DE PLANEAMIENTO

En los estudios de sistemas de distribución, el horizonte de planeamiento esta

definido por un análisis técnico – económico para cada caso.

El horizonte de planeamiento se debe compatibilizar con el tipo de estudio a ser

realizado, ser suficientemente grande para que la alternativa más económica sea

independiente de este horizonte, o sea que las inversiones futuras no se vean

afectadas en su elección.

Al mismo tiempo debe cubrir un periodo en que las previsiones de mercado,

tecnología disponible y otras informaciones sean razonablemente confiables.


En general se adoptan un horizonte de planeamiento para redes de distribución

entre 10 y 15 años, periodo en el que el estudio del sistema puede ser revisado

cada uno o dos años y ajustado si los parámetros se han modificado notoriamente.

3.2.2.- LA PROYECCIÓN DEL CONSUMO POR CATEGORÍA DEL CONSUMIDOR

A continuación se presentan las metodologías para la proyección de consumos por

categoría de consumidores.

Consumidores residenciales; la previsión del consumo de la categoría residencial,

reviste gran importancia, no solo por su significativa participación en el consumo

total, sino también, porque sirve de base para la proyección del consumo de otras

categorías.

La determinación del consumo residencial puede ser realizada por el tratamiento

estadístico de las siguientes variables:

Población urbana

Número de consumidores

Relación consumo /consumidor

El primer caso consiste en correlacionar, para un periodo histórico, valores de

población urbana con la serie histórica del número de consumidores residenciales.

Definida la ecuación de regresión respectiva, generalmente lineal, se obtienen la

previsión del número de consumidores residenciales para el periodo a ser

proyectado, en función de la población urbana estimada anteriormente.

Consumidores Industriales; otra categoría de gran importancia y en cuya

proyección debe adoptarse cuidados especiales y para fines de proyección de estos

consumidores deben ser clasificados en dos conjuntos, el primero, que se puede

denominar CONSUMIDORES ESPECIALES esta constituido por industrias con una

participación considerable en el consumo total, en general atendidos en media

tensión; el segundo conjunto esta constituido por los demás consumidores

industriales al que se denomina usualmente INDUSTRIA TRADICIONAL


Partiendo de la serie del consumo industrial total se agregan los consumidores

especiales, para el resto se procede a un ajuste de la serie histórica aplicando la

función más adecuada y proyectándola para el horizonte de planeamiento definido.

La proyección del consumo de consumo de consumidores especiales se efectúa a

partir de investigaciones directas con el consumidor para conocer sus planes de

expansión.

Consumidores Comerciales; la clase comercial es muy diversa, cubriendo

actividades muy diferentes como comercio, transporte, comunicaciones, servicios,

etc.

El consumo de esta clase presenta en general elevada correlación con el consumo

residencial; de manera que debe verificarse la existencia de la correlación, que

puede ser expresada en forma lineal o logarítmica, se determina la función que

mejor la defina y se aplica a los valores ya proyectados del consumo residencial.

Consumidores Rurales; el consumo de la clase rural puede ser proyectado

ajustándose una función a la serie histórica y analizando los programas de

electrificación rural de las instituciones regionales y nacionales.

3.3.- DETERMINACIÓN DE LAS TENDENCIAS DE CRECIMIENTO GLOBAL

La previsión del crecimiento global puede realizarse por métodos estadísticos de

tratamiento de los datos históricos de carga, complementados por el análisis e

investigaciones locales o regionales de las tendencias de desarrollo. Los métodos

normalmente utilizados son:

3.3.1.- ANÁLISIS REGRESIVA – MÉTODO DIRECTO

El método directo de análisis regresiva consiste en la determinación de la curva que

mejor se ajuste a los datos históricos de demanda utilizando el proceso de los

mínimos cuadrados. Determina las cargas futuras por el análisis de datos históricos

de demanda.


El periodo a ser analizado debe ser el mayor posible, desde que no tenga

distorsiones en la tendencia actual de desenvolvimiento.

El análisis debe seguir las siguientes etapas:

Retirar los datos históricos de demanda de los grandes consumidores

que podrían distorsionar la tendencia global del crecimiento.

Aplicar el proceso de los mínimos cuadrados, determinar la curva que

mejor se ajuste a los datos históricos resultantes.

Agregar los valores de las demandas futuras de los grandes

consumidores, tanto los existentes (aumento de demanda) como los

nuevos consumidores previstas en el área de estudio

3.3.1.1.- MÉTODO DE LOS MÍNIMOS CUADRADOS

El método de ajuste de los mínimos cuadrados se basa en la condición de que sea

mínima la suma de los cuadrados de las diferencias de los valores observados o

empíricos.

ei = error o residuo

ei = Yi + Yc

Yi = Valores observados

Yc = Valores ajustados o calculados

n = Número de pares observados.

Regresión Lineal

Sea el siguiente gráfico de dispersión

n

i

ie1

2


Ecuación de regresión ei = yi – yc

Si tenemos la función lineal

yc = a + b xi Para encontrar los valores de a y b recurrimos al método de los mínimos cuadrad

yi = yc + ei ei = yi – yc

22 )( ycyiei

Reemplazando f (a, b) = Σ (yi – a – bxi) Derivando parcialmente, respecto a cada uno de los parámetros e igualando a cero se tiene.

Dividiendo por (-2)

Aplicando las propiedades de la sumatoria

Coeficiente de correlación lineal. Se define como coeficiente de correlación lineal

el cociente de la covarianza de x y sobre el producto de la desviación típica de la

variable “x” e “y”.

mínimo

0)1)((2 bxiayi

a

f

0))((2 xibxiayi

b

f

0))((

0)(

xibxiayi

bxiayi

2)(

)(

xibxiayixi

xibnayi

11 rSxSy

Sxyr


n

yyixxiSxy

))(

n

yixSx

2)(

Donde:

covarianza de x, y

n

xixSx

2)( Desviación típica de la variable x

Desviación típica de la variable y

Si r = 1 significa que la correlación lineal es perfecta y directa, es decir que la serie

de puntos esta sobre la recta creciente.

Si r = -1 significa que la correlación lineal es perfecta e inversa, es decir que la serie

de puntos está sobre una recta decreciente.

Si r = 0 no existe correlación lineal.

Coeficiente de determinación o coeficiente de correlación general. Se define

como el cociente de la varianza explicada sobre la varianza total, el rango de

fluctuación es 0≤ R2≤ 1, así mismo

este coeficiente no toma en cuenta la unidad de medida de las variables, es

adimensional y sirve para realizar comparaciones.

R2 = S2yc donde Sy2c = Σ (Yc-y)2 varianza explicada

S2y = Σ (Yi-y)2 varianza total

Si R2 = 1, significa que no hay errores o residuos en todas las variaciones de “y”

están explicadas por “x” con lo cual la dependencia estadística se convierte en

dependencia funcional exacta.

n

yyi

n

xxi

n

yyixxi

r22 )()

))((

2)()(

))((

yyixxi

yyixxir


5.610

651065

5515851

4515786

bb

ba

ba

335

5.97262

a

xiyc

xa

5.633

5.6155262

Si R2 = 0 significa que la variable “x” no explica ninguna varianza de “y” con lo cual

se puede concluir que el modelo es inadecuado y las variables son independientes.

Relación entre R2 y r para una variable lineal

R2 = r2 ---- > r = ± √R2

3.3.1.2.- EJEMPLO

Los datos estadísticos de una empresa representan el crecimiento de la demanda

anual y se desea conocer la tendencia de este crecimiento para los próximos 5 años.

AÑO 1996 1997 1998 1999 2000

MW 40 45 52 60 65

Se procede al ajuste de los datos históricos en una función lineal y mediante el

coeficiente de determinación establecer el poder representativo de dicha función.

Xi Yi XiYi Yi2 Yc (Yc-Y)2 (Yi-Y)2

1 40 40 1 39.5 156 144

2 45 90 4 46.0 36 49

3 52 156 9 52.5 0 0

4 60 240 16 59.0 49 64

5 65 325 25 65.5 182 169

15 262 851 55 423 426

Yc = a + bxi 525

262

n

yiY

Σyi = na + b Σxi 262 = 5a + 15 ΣyiXi = a Σxi + b Σ Xi

2 851 = 15 a + 55b

A la primera ecuación multiplicamos por – 3


99.02.85

6.842

22

yS

cSyR6.84

5

423)2

2

n

yYcSyc

Fc

PCD T

8760

2.855

426)( 2

2

n

ycyS

i

y

Los valores futuros serán calculados por:

Yc = 33 + 6,5 Xi Yco3 = 33+6,5x8 = 85

yc01 = 33 + 6,5 x 6 = 72 Yco4 = 33+6,5x9 = 91,5

yc02 = 33 + 6,5 x 7 = 78.5 Yco6 = 33+6,5x10 = 98

3.3.2.- ANÁLISIS REGRESIVA – MÉTODO INDIRECTO

Determina las cargas futuras por el análisis de datos históricos del consumo de

energía eléctrica, siendo obtenidas las demandas a través de la evolución del factor

de carga.

Por el método indirecto de análisis regresiva, la demanda es calculada, para cada

año dentro del horizonte de planeamiento por la formula

Donde:

D = Demanda máxima anual en KW

CT = Consumo total del área, obtenido por la suma de los

consumos de todas las clases de consumidores en KWh.

P = Pérdidas de energía eléctrica en KWh.

8.760 = Número de horas del año

98.02 Rr


Fc = Factor de carga anual.

3.3.3.- PREVISIÓN DEL CRECIMIENTO DE LA DEMANDA POR EL MÉTODO

SCHEER

El método Scheer está basado en análisis estadístico, donde se establece una

relación entre el probable crecimiento porcentual del consumo (Id %), en función del

consumo “per cápita” (U Kwh/hab.) y el crecimiento vegetativo porcentual de

población (K’ %), de acuerdo a las siguientes expresiones matemáticas.

Log Id = K – 0.15 log U

K = 1.28 + 0.05 K’

Id % Crecimiento porcentual del consumo

U Kwh/hab. Consumo “per cápita”

K’ % Crecimiento vegetativo de la población

0.15 Constante que considera la reducción de la tasa de crecimiento

del consumo, para mayores crecimientos del consumo “per

cápita”.

1.28 Constante para una población estable.

0.05 Para mayor crecimiento de la población es decir para cada 1%

de la tasa de crecimiento de la población se adicionará 0.05.

Esta previsión esta basada en a hipótesis de que los valores del factor de carga,

tienden a un valor límite de 65%, reduciendo a la mitad la diferencia entre el valor

actual (Z) y el valor límite en 16 años

El factor de carga Fc % para un determinado año del periodo considerado es

obtenido a partir del valor actual Z, con la aplicación de la fórmula:

Fc = 65.0 – Y(65.0 – Z)

Donde la variable y presenta los siguientes valores


año 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

y 100 96 92 88 84 80 77 74 71 68 65 62 60 57 55 52 50

A partir de los valores del factor de carga, la demanda máxima probable de cada año

es calculada por la formula siguiente:

Dmáx. = Consumo/8760xFc

3.3.3.1.- EJEMPLO DE APLICACIÓN

El crecimiento de la demanda máxima puede expresarse mediante la fórmula.

Dt = Do ti1

Dt: Demanda máxima del año t.Do: Demanda máxima del año inicial

i : Crecimiento porcentual de la demanda anual

t : Año final del periodo considerado

Consideraremos los siguientes valores:

U = 282 Kwh/hab (2000)

Consumo (2000) 50.915 Mwh

K’ = 3.3 % anual acumulativo

Dmax (2000) = 14.6 Mw

t = 10 años


10

100

8.111

2000)(8760

2000)(2000

Fc

rdidasFactordepéKWhD

760.82000

2000)()( 2000

D

rdidasFactordepéKWhFco

%426.148760

05.1915.50)( 2000

KWhZFco

La demanda Dt puede ser determinada también por la fórmula.

Dt = Consumo del año t x Factor de pérdidas 8760 x factor de carga del año t

El consumo del año t está determinado por la fórmula:

Ct = Co ti1

Co: Consumo del año inicial

i : Crecimiento porcentual del consumo

t : Año final del período considerado.

Para determinar el consumo del año 2010 se debe determinar el crecimiento

porcentual del consumo que se obtiene por el método scheer.

Log Id = K – 0.15 log U

K = 1.28 + 0.05 K’

K = 1.28 + 0.05 x 0.033 = 1.44

Log Id = 1.44 – 0.15 log 282

Log Id = 1.44 – 0.15 x 2.45 = 1.072

Id = 11.8 % anual acumulativo

C2010 = 50.915

C2010 = 153.000 Mwh.

La expresión de la demanda es:


%50%)(

%50)4265(65.065%

065

2010

2010

Fc

Fc

Y

MWD

MWD

8.36

8.365.08760

05.1000.153

2010

2010

3.4.- METAS DE CALIDAD DE SUMINISTRO

3.4.1.- INTRODUCCIÓN

Las empresas de servicio público de electricidad deben conseguir el equilibrio

óptimo entre sus costos de inversión, operación y mantenimiento, y la calidad del

servicio que proporcionan a sus consumidores. Es clara la relación directa que existe

entre los costos de inversión y mantenimiento, y el nivel de calidad de suministro.

La calidad de suministro de un sistema eléctrico, puede cuantificarse a través de

varios parámetros, relacionados con la continuidad de servicio, las fluctuaciones de

tensión (flicker, por ejemplo), el contenido armónico de las formas de onda de

tensión y corriente y las variaciones de frecuencia. De estos aspectos del servicio

eléctrico, son imputables al sistema de distribución, la continuidad de suministro y

las variaciones de tensión

Para determinar la calidad de servicio en sistemas de distribución de energía

eléctrica es necesario la definición de valores máximos de parámetros que


intervienen (p. Ej. Tensión) y conceptos básicos sobre confiabilidad (frecuencia y

duración de la interrupción de suministro de energía eléctrica). Así mismo serán

definidos los índices de continuidad, cuyo análisis permitirá mejorar el suministro de

energía eléctrica.

La evaluación de la confiabilidad muestra el desempeño del sistema eléctrico y

permite comparar los índices de continuidad, y hacer diagnósticos y adoptar planes

de mantenimiento y operación.

La calidad de suministro de energía eléctrica está definida por los siguientes

indicadores:

Faja de frecuencia

Distorsión armónica.

Continuidad de suministro

Faja de tensión.

O sea que el suministro ideal de energía eléctrica será aquel que tenga las

siguientes características:

Faja de frecuencia.- Regulación nula e igual a la nominal a 50 Hz.

Distorsión armónica nula.- Formación perfecta de senoide de tensión

alterna.

Continuidad igual a uno.- Durante todo el tiempo el consumidor estaría

con suministro.

Faja de tensión nula.- Regulación nula e igual a la nominal por ejemplo

220v.

Como la regulación de frecuencia depende de los sistemas de generación. Para las

fluctuaciones lentas y rápidas de tensión (fliker y armónicos), existen diversos

cuantificadores que dan cuenta de la presencia de tales anomalías e indican la

necesidad de tomar medidas correctivas, dado que las fuentes de estos problemas

son conocidas. Por tanto, solo nos ocuparemos de los aspectos relativos a la

continuidad de suministro y la regulación de tensión.


La verificación continua de la calidad de suministro de energía eléctrica se basa en

la comparación de los valores con aquellos previamente fijados como las metas de

calidad.

La fijación de metas de calidad para el suministro de energía eléctrica, constituye un

aspecto esencial en el proceso de planteamiento de los sistemas de distribución.

Es importante mencionar que las metas de calidad son fijadas en función del

mercado consumidor de energía eléctrica a ser atendido y de la disponibilidad de

recursos financieros, considerando además los costos de mantenimiento, las

inversiones a ser realizadas.

Continuidad de suministro

La Consideración de metas de calidad debe realizarse a través del establecimiento

de índices operativos, como valores límites aceptables, que deberán reflejar las

características de la carga a ser atendida. Estos índices son utilizados como valores

de referencia en los procesos de decisión referidos a trabajos de planificación,

proyecto, construcción, operación y mantenimiento de sistemas de distribución.

Conceptos básicos

Falla.- Falla es todo evento que produce la pérdida de capacidad de un componente

o sistema para desempeñar su función, llevando a condiciones de operación

inadmisibles.

Tiempo medio entre fallas y tasa de fallas: el tiempo medio entre fallas de un

componente del sistema es en el tiempo durante el cual el componente permanece

en servicio entre dos fallas designando como m ese tiempo medio, se puede definir

la rasa de falla (λ) mediante la expresión:

m

1

que representa el número de veces que el componente falló, por unidad de tiempo

de permanencia del servicio.

La confiabilidad vista por el consumidor es calculada como función de las tasas de

falla de los componentes del sistema. Las tasas de falla consideradas


insatisfactorias pueden ser mejoradas por la adopción de varias de las siguientes

medidas.

o Utilización de normas de proyecto apropiadas.

o Elaboración de normas de construcción más adecuadas.

o Mejoramiento de la mano de obra.

o Ejecución de los programas de mantenimiento preventivo necesarios.

o Especificación cuidadosa e inspección rigurosa de los materiales

utilizados.

Seguridad de servicio; la expresión, seguridad de servicio es generalmente

utilizada para referirse a las características de un sistema, que permita la

restauración del suministro de energía eléctrica a la mayor parte o a la totalidad de

los consumidores, sin que sea necesario realizar trabajo de reparación.

Tiempo de restablecimiento del Sistema; tiempo de restablecimiento del sistema,

es el transcurrido desde la desconexión del circuito hasta la reenergización y está

compuesto de los siguientes tiempos:

o Tiempo para conocimiento de la falla.

o Tiempo requerido para la obtención de recursos para iniciar los

trabajos de localización de la falla.

o Tiempo para la movilización hasta las proximidades de la falla y la

ejecución de tests y transferencia de carga con la finalidad de

localizar la misma.

o Tiempo durante el cual la falla es corregida.

Confiabilidad: la confiabilidad del servicio de energía eléctrica, medida a través de

índices de desempeño, tiene dos orientaciones diferentes: el registro de eventos

pasados y la predicción de confiabilidad. Las empresas de servicio público llevan un

registro estadístico de los eventos pasados, con los cuales pueden evaluar el

desempeño del sistema.

Indisponibilidad; Indisponibilidad es la porción de tiempo en que determinado

componente queda fuera de operación por falta , en un periodo de tiempo

considerado, y esta dado por la siguiente expresión:


D = 1 – C

Donde C = Confiabilidad.

3.4.2.- ÍNDICES OPERATIVOS

Los índices mas utilizados para medir la confiabilidad son los siguientes:

Duración equivalente por consumidor: es el periodo de tiempo que en promedio,

cada consumidor del sistema queda privado del suministro de energía eléctrica en el

periodo considerado.

Donde:

D = Duración equivalente por consumidor

Ca(i) = Número de consumidores alcanzados en la interrupción (i)

t(i) = Tiempo de duración de la interrupción

Cs = Número total de consumidores del sistema

I = Número de interrupciones variando desde 1

Duración equivalente por potencia instalada; el periodo de tiempo que en

promedio, cada potencia instalada en (KVA) del sistema quedó desenergizada en el

periodo considerado.

Donde:

Dk = Duración equivalente

P(i)= Potencia instalada alcanzada en la interrupción (i) expresada en

(KVA)

t(i) =Tiempo de duración de la interrupción

Ptotal = Potencia total instalada en el sistema en KVA

I = Número de interrupciones, variando en 1 a n.

Cs

itiCa

D

n

i

)()(1

total

n

ik

P

itiP

D 1

)()(


Duración media por consumidor; es el periodo de tiempo que en promedio, cada

consumidor alcanzado quedo privado del suministro de energía eléctrica, en el

período considerado.

(Horas)

Duración media por potencia instalada: es el periodo de tiempo que en promedio,

cada potencia instalada quedo desenergizada en el periodo considerado.

(horas)

Frecuencia equivalente por consumidor; es el número de interrupciones que en

promedio, cada consumidor del sistema que soporto, en el periodo considerado.

Frecuencia equivalente por potencia instalada; es el número de interrupciones

que en promedio cada potencia instalada del sistema soporto, en el periodo de

tiempo considerado

Confiabilidad por consumidor

C = Índice de confiabilidad por consumidor

T = Periodo considerado

Confiabilidad por potencia

n

i

n

i

iCa

itiCa

d

1

1

)(

)()(

n

i

n

ik

iP

itiP

d

1

1

)(

)()(

Cs

iCa

f

n

i

1

)(

total

n

ik

P

iP

f 1

)(

tC

itiCatC

Cs

n

i

s

1

)()(


3.5.- NIVELES Y FAJAS DE TENSIÓN DE SUMINISTRO

La fijación de las fajas de tensión admisibles, tanto en condiciones normales como

en emergencia, se basa en compatibilizar la tensión suministrada y los valores de

las tensiones de placa de los equipos eléctricos, sumadas y restadas

respectivamente de los valores de sobre-tensión y sub-tensión admisibles. Es

evidente que para el fabricante, el ideal seria que el suministro mantenga una faja lo

más estrecha posible, lo que representa para la distribuidora mayores inversiones.

Por el contrario, para la distribuidora es deseable mantener una faja lo más ancha

posible, resultando en mayores costos para los equipos eléctricos. Por lo tanto, es

necesario tender a un punto de equilibrio.

En base a estos conceptos se realizaron investigaciones, para conocer las

variaciones de tensión admisibles en equipos y aparatos electrodomésticos,

determinándose que la mayoría de los aparatos admite una variación de ± 10% con

relación a su tensión de placa.

2.5.1.- CONCEPTOS BÁSICOS

Tensión nominal; se entiende por tensión nominal de valor eficaz de la tensión, por

el cual el es designado, dicho de otra manera es el valor que identifica la clase de

tensión a que esta sujeto un circuito

Tensión de utilización: es el valor eficaz de la tensión efectivamente aplicada en

los terminales de los equipos y aparatos de los consumidores.

Tensión de servicio; es el valor eficaz de la tensión en el punto de entrega.

Tensión secundaria; es el valor eficaz de la tensión en el punto de la red donde

deriva el ramal de acometida, este punto es aquel donde se encuentra la caja del

medidor para control de suministro de energía.

TP

itiPTP

Ctotal

n

i

total

k

1

)()(


Tensión de suministro primario; es el valor de la tensión primaria convenido entre

la distribuidora y el consumidor, en el punto de entrega de la energía eléctrica.

3.5.2.- REGULACIÓN DE TENSIÓN

La regulación de tensión consiste en evitar las variaciones de tensión que se

detectan en puntos receptores de un sistema de transmisión o distribución de

energía. El problema de la regulación difiere según se trate de una red de

transmisión o distribución.

En una red de distribución interesa mantener la tensión lo más constante posible. Si

la tensión es demasiada alta se originan los siguientes problemas: la vida útil de los

artefactos se deteriora, produciendo en algunos casos daños irreparables.

En alimentadores y subalimentadores, la caída de tensión en el punto más

desfavorable de la instalación no debe exceder el 5% del valor nominal.

Es la variación existente en un determinado punto del sistema, entre el valor máximo

y el valor mínimo de la tensión

Req = Uo – U1

Donde Uo = Tensión máxima

U1 = Tensión mínima

En términos porcentuales

Caída de tensión; se define caída de tensión para el mismo instante por la

diferencia entre los valores de tensión en la entrada y en la salida para un dado

componente del sistema eléctrico.

U = Us – UR

100(%)1

1

U

UUoReq


Donde

Us = Tensión de salida

UR = Tensión en receptor

En términos porcentuales

3.5.3.- FAJAS DE TENSIÓN

En función de la carga del sistema de distribución, de la distancia del consumidor a

la fuente, la tensión de utilización varia en más o menos de su valor nominal,

originando fajas de variación de tensión.

A continuación se presentan las fajas consideradas admisibles, fajas favorables y

tolerables para las tensiones de utilización de servicio y secundaria en régimen

permanente.

Faja favorable de tensión de utilización; es la faja de tensión definida como de

operación normal y deseable. Los equipos y aparatos deben ser proyectados para

operar normalmente en esta faja.

Faja tolerable de tensión de utilización; es la faja de tensión reconocida como de

operación aceptable pero no enteramente deseable. Los equipos y aparatos no son

proyectados para operar en esta faja, pero deben presentar un desempeño

razonable en tales condicione. Esta faja incluye tensiones por encima y por debajo

de la faja favorable.

Fajas de tensión de servicio; las definiciones de fajas tolerables y favorables son

idénticas. En cuanto a la tensión de servicio, las nuevas fajas derivan de las

anteriores, presumiendo que ocurre una caída de tensión entre el punto de entrega

de energía o punto de medición (en baja tensión) del consumidor y el punto de

utilización, el valor máximo aceptable es del 1.7% de la tensión nominal.

100%Us

UUsAU R


Fajas de tensión secundaria; con este caso también las fajas tolerable y favorable

son definidas análogamente a la tensión de utilización, considerándolas ahora

referidas a la tensión secundaria, presumiendo que ocurre una caída de tensión

desde el punto de la red de la distribuidora de donde se deriva la acometida hasta el

punto de utilización, el valor máximo adoptado para esta caída de tensión es de

2.4% de la tensión nominal.

Para sistemas de distribución trifásica en 380/220V los límites de las fajas son:

TENSIÓN

NOMINAL

(V)

TENSIÓN SECUNDARIA (V)

FAJA FAVORABLE FAJA TOLERABLE

MÁXIMA MININA MÁXIMA MININA

380/220 396/229 351/203 403/233 330/191

CAPITULO 3

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