MUNICIPIO DE PLACETAS”

Facultad de Ingeniería Eléctrica

Departamento de Electroenergética

TRABAJO DE DIPLOMA

TÍTULO

“RECONFIGURACIÓN DE REDES DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA EN EL

MUNICIPIO DE PLACETAS”

Autor: Antonio Valdés Diaz

Tutor: Dra. Marta Bravo De Las Casas

Cotutor: Julio Sánchez Cardero

VILLA CLARA

2011

“Año 53 de la Revolución”

Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas

Facultad de Ingeniería Eléctrica

Departamento de Electroenergética

TRABAJO DE DIPLOMA

“RECONFIGURACIÓN DE REDES DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIAS EN EL

MUNICIPIO DE PLACETAS”

Autor: Antonio Valdés Diaz

Email: [email protected]

Tutor: Dra. Marta Bravo De Las Casas


Dpto. de Electroenergética

Facultad de Ingeniería Eléctrica, UCLV

Cotutor: Ing. Julio Sánchez Cardero


VILLA CLARA

2011

“Año 53 de la Revolución”

Hago constar que el presente trabajo de diploma fue realizado en la Universidad Central

“Marta Abreu” de Las Villas como parte de la culminación de estudios de la especialidad

de Ingeniería en Eléctrica, autorizando a que el mismo sea utilizado por la Institución,

para los fines que estime conveniente, tanto de forma parcial como total y que además no

podrá ser presentado en eventos, ni publicados sin autorización de la Universidad.

____________________Firma del Autor

Los abajo firmantes certificamos que el presente trabajo ha sido realizado según acuerdo

de la dirección de nuestro centro y el mismo cumple con los requisitos que debe tener un

trabajo de esta envergadura referido a la temática señalada.

_______________________ ______________________________

Firma del Tutor Firma del Jefe de Departamento donde se defiende el trabajo

___________________________Firma del Responsable de

Información Científico-Técnica

Pensamiento

I

“Las dificultades no son barreras, sino trampolines para saltar más alto y más lejos”

Dedicatoria

III

A mi familia: Cira, Marte, Lady, Lexy, Aldo, Víctor y Liliana por toda la ayuda constante.

A mis amigos y amigas: por compartir tanto los problemas como las alegrías

A mis compañeros: por haber compartido estos cinco años de estudio.

Agradecimientos

V

A los profesores por haberme formado.

A mis padres, hermanos, cuñados y familia en general por todo el amor, el cariño,

educación y el apoyo en todo momento.

A la Dra. Marta Bravo de Las Casas e Ing. Julio González Cardero por la orientación.

A los trabajadores de la OBE municipal de Placetas por todos los datos proporcionados.

A mis amigos por la ayuda brindada

Tarea Técnica

VII

TAREA TÉCNICA

Revisión bibliográfica.

Analizar y valorar la red de distribución primaria de la ciudad de Placetas, calibre

de conductores y transformadores de distribución primaria.

Reconfiguración de los circuitos de la ciudad para la puesta en marcha una

nueva subestación 110/13.8 kV en Placetas teniendo en cuenta las

características de las cargas con la ayuda de las lecturas realizadas con los Nu-

Lec.

Análisis de la reconfiguración de los circuitos ante averías. Análisis de los

resultados de las variantes estudiadas. Análisis en régimen de averías.

Redacción del informe.

________________________ __________________________

Firma del Autor Firma del Tutor

Resumen

IX

RESUMEN

La siguiente investigación se desarrolla debido a los requerimientos de nuestro país y en

particular del municipio de Placetas de mejorar la calidad del servicio eléctrico, sobre la

base de la disminución de las pérdidas relacionadas con la distribución de energía y la

mejora de la fiabilidad de la distribución primaria, en el contexto actual de las

transformaciones que lleva a cabo la Unión Nacional Eléctrica.

Dentro de estas transformaciones se encuentra el cambio del nivel de voltaje de 4.16 kV

hacia 13.8 kV y la reconfiguración de los circuitos ya existentes con ese nivel de voltaje

con el objetivo de construir una nueva subestación de 110/13.8 kV y de garantizar la

fiabilidad del servicio en condiciones de averías o de reparaciones.

Para ello se realizó un análisis profundo de la situación actual a través de la actualización

de los circuitos de distribución primaria en la ciudad, obteniéndose datos que fueron

utilizados a través de los softwares Radial y Diseño. El análisis de los resultados

obtenidos mediante dichos softwares permitió arribar al esquema definitivo de la red de

distribución en cuestión, asegurando la operación de la misma con un mínimo de

pérdidas de potencia y energía.

Índice

INDICE XI

INDICE

PENSAMIENTO…………………………………………………………….……………….……I

DEDICATORIA……………………………………………………………….….………………III

AGRADECIMIENTOS……………….…………………………………….…….……………....V

TAREA TECNICA…………………….…………………………………………………………VII

RESUMEN…………………………………………………………………………….…………IX

INTRODUCCION…………………………………………..………………………………….XIV

CAPITULO I. REVISION BIBLIOGRAFICA………………..…………………………………...2

1.1. Sistema eléctrico de potencia…………………………………………………………2

1.1.1. Principales fuentes de generación eléctricas………………………………..2

1.1.2. La frecuencia en los sistemas eléctricos……………………………………..2

1.1.3. Importancia del voltaje de distribución………………………………………..3

1.2. Transmisión eléctrica…………………………………………………………………...3

1.3. Distribución eléctrica……………………………………………………………………4

1.3.1. Sistemas de distribución industrial…………………………………………….5

1.3.2. Sistemas de distribución comerciales…………………………………………5

1.3.3. Sistemas de distribución urbana……………………………………………….5

1.3.4. Sistemas de distribución rural…………………………………………………..6

1.3.5. Circuitos radiales…………………………………………………………………7

1.3.6. Circuitos en lazo………………………………………………………………….8

1.3.7. Circuitos en mallas……………………………………………………………….9

1.3.8. Redes de distribución aéreas………………………………………………….10

1.3.9. Redes de distribución subterráneas……………………………………….…12

1.4. Subestaciones de distribución………………………………………………………...13

1.4.1. Ubicación de una subestación de distribución……………………………....14

1.4.2. Balance de las cargas en los circuitos de distribución………....................15

1.4.3. Pérdidas en alimentadores primarios………………………………………...16

INDICE XII

1.4.3.1. Cálculos para determinar las pérdidas en alimentadores

primarios...............................................................................................17

1.5. Reconfiguración de sistemas de distribución eléctricos ………………………..…20

1.5.1. Métodos de reconfiguración…………………………………………………...21

1.6. Situación actual de los sistemas eléctricos………………………………………….22

1.6.1. Situación de la carga residencial en Cuba…………………………………..23

CAPITULO II. ESTADO ACTUAL DE LAS REDES DE PLACETAS………………………24

2.1. Estado actual de las redes de distribución de Placetas…………………………....24

2.1.1. Descripción de las principales características de cada

subestación de Placetas………………………………………………………….24

2.1.2. Análisis de las principales características de cada circuito

de la cuidad………………………………………………………………...………29

2.2. Programas computacionales empleados…………………………………………….35

2.3. Estudio de pérdidas en los circuitos actuales de la ciudad………………….…….36

2.4. Metodología empleada, variantes analizadas para la ubicación

de la nueva subestación………………………………………………………………38

CAPÍTULO III. RECONFIGURACIÓN DE LA RED ………………………………………….41

3.1. variantes de solución ………………………………………………………………….41

3.1.1. Resultados de la variante Oeste…………………………………………...…43

3.1.2. Resultados de la variante Cumbre………………………………………..….45

3.1.3. Comparación con la configuración actual……………………………………47

3.2. Interconexiones creadas………………………………………………………………47

3.3. Operación en estado de averías o mantenimientos…………………………….….49

CONCLUSIONES…………………………………………………………………………….….53

RECOMENDACIONES………………………………………………………………………....55

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS…………………………………………………………...57

ANEXOS………………………………………………………………………………………….60

Introducción

INTRODUCCIÖN XIV

NTRODUCCIÓN

El uso de la energía eléctrica, es hoy en día algo común, como el comer, caminar,

respirar, no se concibe la vida sin el uso de la electricidad. En todo el quehacer diario, en

todas las actividades del ser humano se hace indispensable, la usamos y muchas veces

abusamos, sin detenernos a pensar en los esfuerzos que su generación conlleva. El

hombre a través del tiempo ha buscado mejorar sus condiciones de vida y confort tanto

en su vida cotidiana como en el campo productivo, desarrollando para ello nuevas formas

de energía, desde el vapor, pasando por el uso de combustibles en motores de

combustión interna hasta llegar a la electricidad. Esta forma de energía limpia puede ser

producida a grandes distancias del punto de utilización o consumo, con un fácil y barato

transporte, con un alto rendimiento de transformación en otras formas de energía. Son

muchas las ventajas que hacen hoy a la electricidad la forma de energía más utilizable en

todo el mundo, pero como toda forma de energía debe ser tratada con eficacia para su

uso cómodo y de bajo costo. Uno de los enfoques a nivel mundial y principalmente por

las sociedades consumistas, constituye el empleo eficiente de tan importante recurso.

En nuestro país se manifiesta un rápido crecimiento en ese sentido, de ahí la política

trazada de Revolución Energética, la cual ha hecho necesaria la adquisición de

tecnologías de punta en mercado internacional, con el objetivo de fortalecer cada vez

más nuestro Sistema Electroenergético Nacional (SEN).

El montaje y puesta en funcionamiento de modernas plantas eléctricas, ha requerido el

mejoramiento de las redes de distribución permitiendo así una mayor calidad en la

energía servida a los clientes lo que se resume en eficiencia energética.

Otra estrategia trazada por la Unión Nacional Eléctrica, constituye el montaje de

nuevas subestaciones de distribución que operan a niveles de Voltaje de 110/13.8 kV,

demostrando su eficiencia en los lugares donde se han instalado. Trabajando a 13.8

kV por secundario permite la factibilidad de utilización de este voltaje requerido por

el sistema en la distribución, asumiendo con mayor capacidad los incrementos de las

cargas paulatinamente. Esto trae consigo la conversión de los circuitos de 4.16 kV de

los que sus dispositivos se encuentran cada vez más escasos en el mercado.

INTRODUCCIÖN XV

Desde sus inicios, la electrificación de la ciudad de Placetas ha sufrido numerosos

ajustes debido a cambios de concepciones de utilización de la energía cada dia más

amplios, lo que ha demandado que los circuitos radiales sean cada vez más extensos,

envejecidos y adaptados a las necesidades de esos momentos. Esto ha traído como

consecuencia que en estas redes eléctricas existan diferentes niveles de voltaje lo que

conduce a cifras ya no aceptables de pérdidas en el sistema eléctrico. Años atrás las

pérdidas en general constituían un 30% de la energía total consumida por el municipio y

con ciertos ajustes y mejoras se han reducido aproximadamente a un 15%, que aun es

demasiado. Además no existe la posibilidad de interconexión entre los circuitos, pues

están ramificados de forma tal que sus troncos no siempre ofrecen esta posibilidad sin

incorporar en el enlace aún más pérdidas.

La ciudad es compacta en su estructura y ofrece posibilidades para la conversión de 4 a

13.8 kV, obra que se ejecuta poco a poco. Salta a la vista la opción de resolver el

problema de la demanda de la actual subestación 110/34.5 kV y de eliminar las

subestaciones de 34,5/4,16 kV y 34,5/13,8 kV que coexisten en el sistema en diferentes

puntos pero que a su vez provienen de una sola fuente: la red de 110 kV del lazo Santa

Clara Tuinucú, siendo sustituidas por una sola subestación de 110/13.8 kV

Se hace inevitable entonces la necesidad de reestructurar estos sistemas de redes de

forma tal que ofrezcan las garantías de servicio eficiente como lo demanda la actualidad.

Las interrogantes científicas que resolverán el presente trabajo son:

¿Cómo realizar la ubicación de una nueva subestación?

¿Cómo reconfigurar los nuevos circuitos de forma tal que garanticen una óptima fiabilidad

del servicio?

Objetivo General

Reestructurar las redes de distribución primarias para obtener mínimas pérdidas y

mayor fiabilidad del sistema eléctrico en Placetas.

Objetivos Específicos

Realizar una extensa revisión bibliográfica relacionada con los problemas actuales

de los circuitos de distribución.

Hacer un diagnóstico y caracterización de los circuitos de distribución primaria

dentro de la ciudad de Placetas.

INTRODUCCIÖN XVI

Encontrar una variante apropiada de voltaje de alimentación a los circuitos

proponiendo la variante más factible desde el punto de vista técnico y económico

teniendo en cuenta la situación de nuestro país.

Estructura de la tesis

El primer capítulo está dedicado a hacer una revisión bibliográfica de los contenidos

relacionados con los sistemas eléctricos y en particular los sistemas primarios de

distribución, sus características, tipos de los sistemas, su ubicación y sus problemas

actuales en el país.

En el segundo capítulo se describen las principales características de las diferentes

subestaciones del municipio, los circuitos que las conforman. Se describe el

procedimiento que se siguió en la ubicación de la nueva subestación, además se

describen los softwares empleados.

En el tercer capítulo se analizan los resultados de las variantes de solución obtenidas y

de las interconexiones creadas.

Finalmente, en los Anexos se pueden encontrar los datos empleados en la realización del

trabajo y los resultados de las corridas de los programas.

Capitulo I

CAPITULO I: REVISION BIBLIOGRAFICA 2

CAPITULO I

REVISIÓN BILIOGRÁFICA

1.1 Sistema eléctrico de potencia

Un sistema de distribución de energía eléctrica es un conjunto de dispositivos que

permiten energizar en forma segura y confiable un número determinado de cargas en

distintos niveles de tensión. Su función primordial es la de llevar esta energía desde los

centros de generación hasta los centros de consumo y por último entregarla al usuario en

forma segura y con los niveles de calidad exigidos, ubicados generalmente en diferentes

lugares. Los principales datos de los sistemas eléctricos son la tensión nominal, la

frecuencia nominal y su comportamiento en caso de cortocircuito. Los sistemas de

distribución de energía eléctrica comprenden niveles de alta, baja y media tensión,

incluyen además las etapas de generación, transmisión, distribución y utilización de la

energía eléctrica (Ramírez, 2003).

1.1.1 Principales fuentes de generación eléctrica

Las principales fuentes de generación de energía a gran escala son:

Vapor procedente de carbón, petróleo o gas natural.

Agua, mediante las hidroeléctricas.

Energía a través de generadores diesel.

La energía atómica.

Otras posibles fuentes de energía son el calor procedente de la luz solar, la luz solar en si

misma por efecto fotoeléctrico, el viento por efecto mecánico, el mar con la energía

mareomotriz, el calor procedente de la tierra entre otras, pero no poseen gran peso

sobre los grandes sistemas eléctricos (Westinghouse, 1984).

1.1.2 La frecuencia en los sistemas eléctricos

En la etapa de generación no podemos dejar de hablar acerca de la frecuencia pues de

ella depende grandemente la estabilidad de un sistema eléctrico. En América la

frecuencia estándar es de 60 ciclos mientras que en los países europeos se utiliza 50

Hz. Como propósito general la frecuencia de 60 Hz posee ventajas económicas sobre los


50 Hz ya que permite en la maquinas eléctricas una velocidad máxima de 3600 rpm

contra los 3000 rpm que ofrecen los 50 Hz (Westinghouse, 1984).

Donde utilizan un gran número de transformadores de distribución de 60 Hz hay un

ahorro considerable respecto a los de 50 Hz, ya que al construir un transformador para

esa frecuencia se emplea de un 10 a un 15 % de menor cantidad de materiales. Esto es

debido a que en un transformador el voltaje inducido es proporcional a las

concatenaciones de flujo totales y a la frecuencia por tanto para un mismo voltaje

mientras mayor es la frecuencia menor será la sección transversal del núcleo necesaria y

la longitud de la bobinas ahorrando así tanto en cobre como en hierro (Westinghouse,

1984).

1.1.3 Importancia del voltaje de distribución

El nivel de tensiones el encargado de minimizar las pérdidas cuando se envía energía

eléctrica a distantes localidades. A la hora de la selección del voltaje de distribución hay

que considerar el voltaje presente y más probable para el futuro de las líneas en la

vecindad. Las ventajas de ser capaz de unir distintas regiones de voltaje común tienen un

gran peso en la elección del voltaje basado en el menor costo inmediato. Si la transmisión

contemplada está muy alejada de cualquier otro sistema, la elección del voltaje a utilizar

es el resultado de un estudio completo de los costos iniciales de operación

correspondientes a varios voltajes asumidos y varios calibres de conductores

(Westinghouse, 1984).

1.2 Transmisión eléctrica

La transmisión de potencia cumple la tarea de llevar grandes cantidades de energía

eléctrica hacia lugares distantes. Consta de dos partes: la suma de la energía

individualmente abastecida para la subtransmisión y las pérdidas de cada subestación de

subtransmisión de las líneas.

Los voltajes en las subestaciones de transmisión pueden extenderse desde 69,000 V

hasta 750,000 V ya que al ser elevado el nivel de tensión, menores serán las pérdidas en

las líneas. Estas surgen en otras subestaciones asociadas a las plantas generadoras de

energía. Esta últimas subestaciones funcionan de la misma manera que las otras, pero

con la diferencia de que sirven para aumentar los valores de voltaje producidos por los

generadores hacia los niveles de voltaje de transmisión ya que por limitaciones de


aislamiento, los voltajes de los generadores pueden ir desde algunos miles de V hasta los

20,000 V en el caso de los generadores más modernos. Las barras y transformadores en

estas subestaciones están protegidos siempre por dispositivos protectores (Pansini,

2007).

1.3 Distribución eléctrica

La distribución se encarga de servir la energía eléctrica a un área geográfica reducida

como la parte de una ciudad o de un municipio. Sus voltajes, longitudes y la potencia que

manipulan son menores que en el caso de la transmisión y se alimentan por un solo

extremo. A su vez la distribución secundaria sirve la energía eléctrica a una región aún

más pequeña como la parte de una calle o de un pequeño poblado. Sus voltajes,

longitudes y la potencia que manipulan son menores que en el caso anterior.

Dependiendo de las características de las cargas, los volúmenes de energía involucrados

y las condiciones de confiabilidad y seguridad con que deban operar, los sistemas de

distribución se clasifican en (Ramírez, 2003): industriales, comerciales, urbanos y rurales.

De acuerdo a la configuración de los circuitos los sistemas de distribución se clasifican en

circuitos radiales, circuitos en lazo y circuitos en malla. Además, teniendo en cuenta su

construcción los sistemas de distribución se clasifican en redes de distribución aéreas y

redes de distribución subterráneas.

En Cuba los voltajes más usados en la distribución primaria son 2.4/4.16 kV y

7.6/13.8kV, voltajes de fase y línea respectivamente en los secundarios de las

subestaciones, cuyos transformadores están conectados en estrella con el neutro

sólidamente aterrado.

Constituye un voltaje preferido por el sistema 13.8 kV, debido a que estos circuitos

pueden cubrir zonas más extensas, que los de 4.16 kV, llegando en circuitos

rurales a tener longitudes entre 10 a 15 km y a veces más, además pueden

asumir con más facilidad los crecimientos de las cargas y ampliación de las líneas para

cubrir las nuevas necesidades de servicio.

Esta forma de distribución es típica de los circuitos urbano-rurales, donde

generalmente la subestación está ubicada en las afueras de la ciudad y después de

pasar por una zona de la misma se extiende hacia las áreas rurales. Los

transformadores de distribución reducen los voltajes de valores primarios a valores de

utilización, es aquí donde aparece la distribución secundaria, en el n u e s t r o país son


muy utilizados los transformadores monofásicos con voltajes por primario de 2.4 kV ó

7.6 kV para ser conectados entre una fase y el neutro o tierra; existen también

transformadores con voltaje nominal por primario, igual al voltaje de línea de los circuitos

primarios pero son menos comunes.

En algunos países las viviendas reciben voltajes de 220 y 240 v, en otros oscilan

entre 110 y 125 V . En Cuba el voltaje por secundario de los transformadores

de distribución que brindan servicio a las viviendas tienen valores de 120/240 V. Estos

circuitos parten desde el transformador o banco y tienen un recorrido que salvo raras

ocasiones no llegan a 300 m de longitud, su función es dar servicio directo a los

consumidores pequeños.

1.3.1 Sistemas de distribución industrial

Comprende a los grandes consumidores de energía eléctrica, tales como las industrias

del acero, químicas, petróleo, papel, etc.; que generalmente reciben el suministro

eléctrico en alta tensión. Es frecuente que la industria genere parte de su demanda de

energía eléctrica mediante procesos a vapor, gas o diesel (Ramírez, 2003).

1.3.2 Sistemas de distribución comerciales

Es un término colectivo para sistemas de energía existentes dentro de grandes complejos

comerciales y municipales, tales como edificios de gran altura, bancos, supermercados,

escuelas, aeropuertos, hospitales, puertos, etc. Este tipo de sistemas tiene sus propias

características, como consecuencia de las exigencias especiales en cuanto a seguridad

de las personas y de los bienes, por lo que generalmente requieren de importantes

fuentes de respaldo en casos de emergencia (Ramírez, 2003).

1.3.3 Sistemas de distribución urbana

Alimenta la distribución de energía eléctrica a poblaciones y centros urbanos de gran

consumo y con una densidad de cargas grande. Son sistemas en los cuales es muy

importante la adecuada selección en los equipos y el dimensionamiento. Los programas

de distribución urbana son desarrollados individualmente por cada empresa de energía y

la mayoría de las veces son planes de remodelación y recuperación de pérdidas. Las

principales características de las redes de distribución urbana son las siguientes

(Ramírez, 2003):


Usuarios muy concentrados.

Cargas bifilares, trifilares y trifásicas.

Facilidad de acceso.

En general se usan postes de concreto.

Es necesario coordinar los trazados de la red eléctrica con las redes telefónicas,

redes de acueducto, alcantarillados y otras redes, igualmente tener en cuenta los

parámetros de las edificaciones.

Se usan conductores de aluminio, ACSR y cobre.

Facilidad de transporte desde los proveedores de materiales y equipos al sitio de

la obra.

Transformadores generalmente trifásicos en áreas de alta densidad de carga y

monofásicos trifilares en áreas de carga moderada.

El trabajo en general puede ser mecanizado.

La separación entre conductores y estructuras de baja tensión y media tensión

son menores.

En caso de remodelaciones y arreglos es necesario coordinar con las empresas

de energía los cortes del servicio.

1.3.4 Sistemas de distribución rural

Son evidentes las enormes ventajas de disponer de energía eléctrica en las zonas rurales

del país. Nadie pone en cuestión la necesidad de dotar a dichos núcleos (corregimientos

o extensiones territoriales distintas de las aglomeraciones urbanas o suburbanas que

comprenden las zonas de explotaciones agrícolas, pecuarias o forestales y localidades

que no sobrepasen los 3000 habitantes, excluyendo los sectores turísticos, residenciales

o industriales) de un suministro eléctrico seguro y eficiente. Pero también es cierto que de

estas instalaciones eléctricas no se deriva una pura rentabilidad económica ya que los

montos elevados de las inversiones necesarias no quedan remunerados por los

relativamente escasos originados por la venta de la electricidad, puesto que los

consumos per cápita son muy inferiores a los correspondientes a las zonas urbanas e

industriales. Por lo mismo, la mejor justificación de un plan de electrificación rural estriba

en sus efectos sociales. La electrificación rural se orienta, ante todo, a satisfacer una

necesidad primaria, cual es el alumbrado de viviendas y de los asentamientos rurales,

pasando luego a atender otras exigencias menos perentorias y que producen una mayor


"Calidad de vida", como los aparatos domésticos y la industrialización agropecuaria. Es

necesario, ante todo, realizar un inventario de todas las colectividades rurales, para

después, en base a criterios técnicos razonables, desarrollar los proyectos oportunos

para remediar las carencias, finalmente hay que cuantificar las inversiones necesarias

para ello, y en base a criterios políticos y sociales, distribuirlas a lo largo del tiempo de

duración del plan (Ramírez, 2003).

1.3.5 Circuitos radiales

El sistema de tipo radial (Figura 1.1) es el más simple, barato y el más comúnmente

usado. Comprende alimentadores separados o circuitos que parten desde la subestación

o la fuente, cada alimentador usualmente abarca una área dada. El alimentador puede

ser considerado como consistente en un tronco principal o la porción del tronco de la cual

parten ramales en los cuales se conectan los transformadores de distribución. Su

regulación de voltaje es grande y posee una baja fiabilidad ya que una falla puede afectar

un gran número de cliente (Pansini, 2007).

Figura 1.1. Circuito Radial

Los ramales están usualmente conectados al tronco a través de fusibles, de modo que

una interrupción en un ramal no extienda la falla a todo el tronco. Para minimizar la

duración y extensión de las interrupciones se seccionaliza el alimentador principal y se

hacen conexiones de emergencia para que las partes no falladas del circuito puedan

reenergizarse lomas rápido posible mediante una unión al tronco adyacente para lo cual

se diseñan estos trocos de manera que soporten la carga adicional aunque en la muchos

casos hay suficiente diversidad entre los horarios de conexión de las cargas adyacentes

por lo que no se requiere que se le diseñen capacidad adicional (Pansini, 2007).

La conexión de consumidores de gran importancia como hospitales y unidades militares

no permite interrupciones largas. En esos casos se proveen alimentadores secundarios


los que usualmente vienen por distintas rutas para mantener otra alternativa de

suministro (Pansini, 2007).

1.3.6 Circuitos en lazo

Otra vía de restringir la duración de las interrupciones es emplear alimentadores

diseñados en lazos (Figura 1.2) los que proveen la energía de dos direcciones para

consumidores de gran importancia de esta manera si fallara el suministro de una vía toda

la carga seguirá alimentándose a través de la otra rama para lo cual tiene que haber sido

diseñada con capacidad de reserva para dicho caso. Este tipo de circuito puede ser

utilizado para operar tanto con el lazo abierto como cerrado (Pansini, 2007).

Figura 1.2. Circuito en lazo.

Con el lazo abierto las diferentes secciones de los alimentadores con las cargas en cada

sección están conectados entre si a través de desconectivos y cada punta del lazo esta

conectada a la fuente de alimentación. En determinado punto del alimentador fue se dejo

intencionalmente abierto un desconectivo pudiendo ser una cuchilla, fusible o un

interruptor constituyendo así dos alimentadores separados. En caso de falla la sección

donde esta ocurra puede ser desconectada por sus dos puntas y las secciones no

falladas pueden ser alimentadas por el desconectivo normalmente abierto hasta el

recierre del interruptor de la subestación. Al estar el lazo normalmente abierto al ocurrir la

falla se queda todo el alimentador desenergizado y no se tiene la información del lugar

donde ocurrió, los desconectivos entre cada sección tienen que ser manualmente

operados hasta ubicar la falla (Pansini, 2007).


Donde se necesita una alta fiabilidad se opera el lazo cerrado, en este caso se utilizan

dispositivos mas caros que en los lazos abiertos. Los interruptores son accionados por

relevadores, los que funcionan para abrir sólo la parte donde ocurrió la falla, dejando la

porción remanente del alimentador entero energizada. En muchos casos, la operación

correcta del relevador sólo puede ser lograda por medio de alambres pilotos que corren

de interruptor en interruptor por todo el lazo lo que es costoso para instalar y mantener.

En algunas instancias a estos alambres pilotos les pueden ser circuitos telefónicos

alquilados. Para minimizar los costos, los breakers pueden ser instalados sólo entre

ciertas secciones del lazo del alimentador, e instalar desconectivos mas baratos entre las

secciones intermedias. Una falla deja entonces desenergizadas varias secciones del lazo;

cuando la falla es ubicada, los desconectivos en ambos fines de la sección fallada

pueden ser abiertos y las secciones no falladas reenergizadas cerrando los breakers

correctos (Pansini, 2007).

1.3.7 Circuitos en mallas

Aunque algunos estudios económicos indican que bajo algunas condiciones los circuitos

en malla pueden ser menos caros y más confiables que algunas variaciones de los

sistemas radiales, relativamente pocos han sido metidos a operación real y sólo algunos

quedan en servicio.

Figura 1.3. Circuito en malla


Este sistema se forma uniendo entre si trocos de los sistemas radiales formando una

malla o una cuadrícula. La cuadrícula está abastecida por un número de transformadores

de potencia abastecidos a su vez por redes de subtransmisión y de transmisión en los

voltajes superiores. Se conecta un breaker entre el transformador y la malla controlado

por relevadores de recierre automáticos que protegen la red primaria de alimentar las

corrientes de falla a través del transformador cuando esas ocurren en la subtransmisión

o en las líneas de transmisión. Las fallas en las secciones primarias de la malla están

aisladas por breakers y fusibles. Este tipo de sistema elimina la subestación convencional

y los alimentadores primarios largos, reemplazándolos con un número mayor de

subestaciones estratégicamente acomodadas a todo lo largo de la red. Los sitios

adicionales necesarios son a menudo difíciles de conseguir. Además, la dificultad consta

en mantener en operación correcta los reguladores de voltaje (donde existan) en los

alimentadores primarios cuando se interconecten (Pansini, 2007).

1.3.8 Redes de distribución aéreas

En esta modalidad, el conductor que usualmente está desnudo, va soportado a través de

aisladores instalados en crucetas, en postes de madera o de concreto. Al comparársele

con el sistema subterráneo tiene como ventajas que cuentan con un costo inicial más

bajo, son las más comunes y materiales de fácil consecución, tienen fácil mantenimiento

y las fallas son fáciles de localizar y tienen tiempos de construcción más bajos. Como

desventajas tienen mal aspecto estético, menor confiabilidad, menor seguridad (ofrece

más peligro para los transeúntes), son susceptibles de fallas y cortes de energía ya que

están expuestas a: descargas atmosféricas, lluvia, granizo, polvo, temblores, gases

contaminantes, brisa salina, vientos, contactos con cuerpos extraños, choques de

vehículos y vandalismo (Ramírez, 2003). Las partes principales de un sistema aéreo son

esencialmente:

Postes: que pueden ser de madera, concreto o metálicos y sus características de peso,

longitud y resistencia a la rotura son determinadas por el tipo de construcción de los

circuitos. Son utilizados para sistemas urbanos postes de concreto de 14, 12 y 10 m con

resistencia de rotura de 1050, 750 y 510 kg respectivamente.

Conductores: son utilizados para circuitos primarios el aluminio y el ACSR desnudos en

calibres 4/0, 2/0, 1/0 y el 2 AWG, el cobre por sus características son los más estables

químicamente, pero por su alto costo son menos utilizados. Para los circuitos secundarios


los cables desnudos o aislados con los mismos calibres. Estos circuitos son de 3 y 4 hilos

con neutro puesto a tierra. Paralelo a estos circuitos van los conductores de alumbrado

público (Ramírez, 2003).

Los calibres más utilizados en la distribución cubana se pueden resumir en:

aluminio AAA 158 mm2, aluminio ACSR 150 mm2, aluminio AAAC 78 mm2,

aluminio ACSR 70 mm 2, aluminio ACSR 35mm2, cobre #4 AWG, cobre #6 AWG

que se pueden encontrar en los troncos y ramales de los circuitos (Ramírez, 2003).

En cuanto a la selección de conductores hay que tener en cuenta que la procedencia de

los conductores no es de la misma fuente, por lo que vienen indistintamente

marcados en el sistema americano o en el sistema métrico, haciéndose necesario

el uso de la tabla de equivalencia entre conductores. Para la selección de

conductores en una red eléctrica se debe tener en cuenta una serie de factores. Los

cuales se dividen en: técnicos y económicos. Dentro de los factores técnicos se

encuentran:

Calentamiento debido al desprendimiento continuado de calor por la corriente.

Calentamiento debido al desprendimiento de calor durante un corto período,

producido por la corriente de cortocircuito.

Pérdidas (caídas) de voltaje en los cables o líneas aéreas debido al paso de dela corriente

en los regímenes normal y de falla.

Resistencia mecánica, estabilidad ante la carga mecánica (peso propio, tensión, viento).

Efecto corona, factor que depende del voltaje aplicado, de la sección del

conductor y del medio ambiente. Después de seleccionado la sección mínima

admisible del conductor teniendo en cuenta las condiciones técnicas, se procede a la

comparación de esta con la sección económica útil. En la actualidad la selección de la

sección económica útil se realiza por medio de la denominada densidad económica

de corriente, en dependencia del metal del conductor y el número de horas de

utilización de la carga máxima (Ramírez, 2003).

Crucetas: son utilizadas crucetas de madera inmunizada o de ángulo de hierro

galvanizado de 2 m para 13.8kV. y 11.4 kV con diagonales en varilla o de ángulo de

hierro (pié de amigo).

Aisladores: son de tipo ANSI 55.5 para media tensión (espigo y disco) y ANSI 53.3 para

baja tensión (carretes).


Herrajes: todos los herrajes utilizados en redes aéreas de baja y mediana tensión son de

acero galvanizado (grapas, varillas de anclaje, tornillos de máquina, collarines, ues y

espigos).

Equipos de seccionamiento: el seccionamiento se efectúa con cortacircuitos y

seccionadores monopolares para operar sin carga (100 A - 200 A).

Transformadores y protecciones: se emplean transformadores monofásicos con los

siguientes valores de potencia o nominales: 25 - 37.5 - 50 - 75 kVA y transformadores

trifásicos de 30 - 45 - 75 -112.5 y 150 kVA protegidos con fusibles y pararrayos tipo

válvula de 12 kV (Ramírez, 2003).

1.3.9 Redes de distribución subterráneas

Se emplean en zonas donde por razones de urbanismo, estética, congestión o

condiciones de seguridad no es aconsejable el sistema aéreo. Actualmente el sistema

subterráneo es competitivo frente al sistema aéreo en zonas urbanas céntricas.

Tiene como ventajas que son mucho más confiables ya que la mayoría de las

contingencias mencionadas en las redes aéreas no afectan a las redes subterráneas, son

más estéticas, pues no están a la vista, son mucho más seguras y no están expuestas a

vandalismo. Tienen como desventajas su alto costo de inversión inicial, se dificulta la

localización de fallas, el mantenimiento es más complicado, reparaciones más

demoradas, están expuestas a la humedad y a la acción de los roedores. Los

conductores utilizados son aislados de acuerdo al voltaje de operación y conformados por

varias capas aislantes y cubiertas protectoras. Estos cables están directamente

enterrados o instalados en bancos de ductos (dentro de las excavaciones), con cajas de

inspección en intervalos regulares (Ramírez, 2003).

Un sistema subterráneo cuenta con los siguientes componentes:

Ductos: que pueden ser de asbesto cemento, de PVC o conduit metálicos con diámetro

mínimo de 4 pulgadas.

Cables: pueden ser monopolares o tripolares aislado en polietileno de cadena cruzada

XLPE, de polietileno reticulado EPR, en caucho sintético y en papel impregnado en aceite

APLA o aislamiento seco elastomérico en calibres de 500 - 400 - 350 - 250 MCM, 4/0 y

2/0 AWG en sistemas de 13.8kV, 7,6 y 4,16 kV.

A pesar de que existen equipos adecuados, resulta difícil y dispendioso localizar las fallas

en un cable subterráneo y su reparación puede tomar mucho tiempo, se recomienda


construir estos sistemas en anillo abierto con el fin de garantizar la continuidad del

servicio en caso de falla y en seccionadores entrada - salida. Los cables a instalar en

baja tensión son aislados a 600 V con polietileno termoplástico PE-THW y recubierto con

una chaqueta protectora de PVC y en calibres de 400 - 350 - 297 MCM 4/0 y 2/0 AWG

generalmente.

Cámaras: que son de varios tipos siendo la más común la de inspección y de empalme

que sirve para hacer conexiones, pruebas y reparaciones. Deben poder alojar a 2

operarios para realizar los trabajos. Allí llegan uno o más circuitos y pueden contener

equipos de maniobra, son usados también para el tendido del cable. La distancia entre

cámaras puede variar, así como su forma y tamaño.

Empalmes uniones y terminales: que permiten dar continuidad adecuada, conexiones

perfectas entre cables y equipos.

1.4 Subestaciones de distribución

Se le llama subestación de distribución a una subestación que se ubica

centralmente dentro del área de carga, estas son la fuente de suministro de

energía para la distribución a nivel local. La función principal de la subestación es reducir

la tensión del nivel de transmisión o de subtransmisión al nivel de distribución.

Para alcanzar este objetivo, las subestaciones emplean varios dispositivos de

seguridad, de conmutación, de regulación de tensión, y de medida, y pueden ser

operadas manual o automáticamente.

Hay cuatro tipos principales de subestaciones eléctricas. El primer tipo es el que se

encuentra en el patio de maniobras en una estación de generación. Estas instalaciones

conectan los generadores con la red eléctrica y también proveen la energía a la propia

planta generadora. Otro tipo de subestación es típicamente conocida como la

subestación del cliente. Este tipo de subestación es la fuente principal de suministro de

energía eléctrica para un cliente comercial. Los requisitos técnicos para este tipo de

instalación dependen altamente de los requisitos del cliente, de las necesidades de

utilidad.

El tercer tipo de subestación es el que implica la transferencia de potencia a gran escala.

Estas estaciones grandes típicamente son el final de las líneas de transmisión que se

originan en los centros de generación. Son integrales para la fiabilidad de largo plazo y la

integridad del sistema eléctrico y permiten que grandes bloques de energía sean llevadas


desde los generadores hacia los centros de carga, son instalaciones usualmente muy

caras de construir y mantener. El cuarto tipo de subestación es la subestación de

distribución. Éstas son las instalaciones más comunes en los sistemas de energía

eléctrica y proveen energía los circuitos de distribución que directamente suministran la

energía a la mayoría de clientes eléctricos (James, 2003).

Estas subestaciones pueden estar próximas a áreas densamente pobladas. A veces

es aconsejable llevar las subestaciones de distribución a las afueras de la zona que se

debe atender, para que esto sea posible, el área que se debe cubrir no puede ser

muy grande. Las ciudades pequeñas pueden ser atendidas fácilmente con las

subestaciones ubicadas en su periferia, lógicamente el crecimiento de la zona

urbana lleva a que más tarde queden integradas en el área de la ciudad. Las

subestaciones de distribución frecuentemente deben realizarse con importantes

limitaciones de espacio, y entonces este es la base del diseño. Se deben buscar las

soluciones compactas, y los esquemas se han ido modernizando más cada día,

aprovechando equipos más confiables y que ocupan menos espacio. Al estar en el

centro de una zona de carga, el espacio es valioso por lo que debe ser bien

aprovechado, muchas veces este espacio es preexistente y ya no puede ser ampliado.

1.4.1 Ubicación de una subestación de distribución

Un problema de fundamental importancia en la proyección de Sistemas de

suministro electro energético de empresas industriales y ciudades lo constituye la

determinación de la localización óptima de las subestaciones de alimentación. La

aplicación de criterios cualitativos en el análisis de este problema regularmente

conduce hacia soluciones que no cuentan con un amparo de una adecuada

fundamentación técnico económica. La correcta ubicación de la subestación en el centro

de las cargas favorece una mayor ventaja o conveniencia económica, posibilita la

construcción de un sistema de suministro más confiable, se reduce la longitud de los

circuitos de voltaje secundario, se reduce las pérdidas de energía y desviaciones de

voltaje, se reduce la zona de falla.

Es evidente que en la ubicación de la subestación influyen v a r i os aspectos,

mostrados en la figura 1.4, tanto la distancia al centro de carga y a las líneas de

subtransmisión existentes como otras limitaciones como la posibilidad del terreno, su

costo y regulaciones de uso son importantes (Gonen, 1986).


Figura 1.4. Factores que influyen en la ubicación de una subestación (Gonen, 1986).

Debido a la complejidad del tema, profesionales de la rama han posibilitado la

utilización de métodos que permiten la localización de la subestación dentro de

la zona de centro de cargas, ejemplo de estos es el Método de la Elipse y el de los

kVA · km, los cuales ofrecen ventajas o conveniencia económica, a la vez posibilita

la construcción de un sistema de suministro más confiable desde el punto de vista

técnico. Debido a que el Método de la Elipse se ajusta generalmente a la proyección

de subestaciones para suministro industrial y la disponibilidad de datos adquiridos

(James, 2003).

1.4.2 Balance de las cargas en los circuitos de distribución

Lograr el balanceo de los circuitos trifásicos, significa alcanzar niveles similares de

potencias distribuidas entre sus fases, las que se traducen en eficiencia del

sistema eléctrico. Mantener las corrientes de las tres fases iguales es algo imposible

de alcanzar a lo largo del circuito durante todo el tiempo, el uso de transformadores

monofásicos resultan de mayores desbalances y peores operaciones en el sistema,

de ahí la gran importancia de esta aplicación con lo que se consigue mejorar el voltaje

y reducir las pérdidas, esto se logra trasladando transformadores de las fases más

cargadas, hacia las menos cargadas. La potencia activa y reactiva de cada carga

se distribuye en forma proporcional a la potencia de los transformadores que forman


el banco, para llevar a cabo el balanceo de un circuito los que a su vez están

conectados a diferentes fases.

El balance se lleva a cabo por secciones del circuito, comenzando por la

penúltima, para lo cual se analiza el efecto de la carga al rotarla por las tres fases

buscando que las corrientes sean lo más iguales posibles entre sí en dicho tramo, la

cuantificación del balanceo se realiza mediante la valoración de coeficientes que reflejan

el grado de igualdad de las corrientes en las tres fases. La experiencia ha demostrado

que este trabajo es altamente beneficioso desde el punto de vista energético, ya

que se obtienen apreciables ahorros sin necesidad de realizar inversiones.

1.4.3 Pérdidas de energía en alimentadores primariosExisten pérdidas de energía durante su transporte desde la central eléctrica hasta cada

acometida. Estas ocurren debido a que los conductores tienen determinado valor de

resistencia (que depende de las características químicas y dieléctricas del material con que

está construido, el calibre y el largo de este) donde se disipa, en forma de calor, parte de

la energía eléctrica que se transmite, al disminuir el grosor del cable disminuye la

conductividad. Las pérdidas pueden deberse a la corrosión que sufren los alimentadores.

Existen dos tipos fundamentales de corrosión en la distribución aérea: la galvánica

y la oxidación, ambas perturban el contacto inicial y el rendimiento a largo plazo de la

conexión eléctrica. En Cuba con motivo de la rehabilitación de las redes se ha dado

el caso de una alta corrosión de los empalmes directos de conductores de aluminio y

cobre.

Después de las pérdidas en los transformadores de distribución, las pérdidas en líneas

primarias son las mayores en los sistemas de distribución. Como cualquier pérdida

resistiva, las pérdidas en líneas son el resultado de la corriente al cuadrado multiplicada

por la resistencia ( ) (Short, 2004).

Las vías de reducción de estas pérdidas incluyen la utilización de mayor voltaje del

sistema, el balanceo de los circuitos, la conversión de los circuitos monofásicos en

trifásicos, la reducción las cargas, el incremento del factor de potencia (a través de

capacitores) y el aumento de los calibres de los conductores.

Dado a que las pérdidas están en función de la corriente al cuadrado, la mayoría ocurren

en los circuitos primarios cercanos a la subestación. Las pérdidas ocurren a expensas del


factor de potencia del circuito. Reduciendo la parte reactiva de la corriente se reduce la

corriente total la que puede traer consigo pérdidas significativas (Short, 2004).

Las aproximaciones usando distribuciones uniformes de cargas son muy útiles, una carga

uniforme distribuida uniformemente a lo largo de un circuito de longitud proporciona las

mismas pérdidas que una sola carga equivalente ubicada a una longitud del final del

circuito. En el caso de las caídas de voltaje el circuito equivalente seria diferente: una

carga uniforme distribuida a lo largo de un circuito de longitud propicia las mismas

pérdidas que una sola carga equivalente localizada a una longitud del final del

circuito. Esta regla del para las caídas de voltaje y del para el caso de las

pérdidas de potencia son aproximaciones muy útiles a la hora de hacer cálculos a mano o

para hacer simplificaciones para entrar datos a un programa de flujo de carga (Short,

2004).

1.4.3.1 Cálculos para determinar las pérdidas en alimentadores primarios

Se proponen los siguientes pasos en para la determinación de las pérdidas:

1. Se asume el nivel de voltaje de la carga más alejada (digamos la carga 1de la figura

1.5) asumido.

2. La corriente para la carga es calculada con base en una demanda fija para

dispositivos no sensibles al voltaje como motores o una demanda variable para

dispositivos como lámparas incandescentes.

3. La corriente es usada en el cálculo de las pérdidas en la porción del

sistema que sirve la carga 1de la figura 1.5.

4. Lo anterior se repite para todas las cargas y todas las secciones de un alimentador con

flujo de carga en cada sección acumulada y anotada.

5. Ahora, al comenzar la línea en la subestación con un voltaje conocido KVst, cálculos

de caída de voltaje en el final del alimentador usando las cargas y las pérdidas calculadas

en los pasos 1 a 4.

6. El nivel de voltaje en la carga 1 asumido en el paso 1 se compara con el nivel de

voltaje calculado en el paso 5. Si estos no son iguales, se asume un nuevo nivel de

voltaje y se repiten los pasos 1 a 5 (Ramírez, 2003).


El proceso iterativo anterior puede llegar a ser muy tedioso, se lleva mucho tiempo y

resulta costoso para alimentadores complejos que sirven centenares de centros de carga.

Manualmente un Ingeniero puede requerir 40 horas para calcular voltajes, cargas y

pérdidas para un alimentador complejo y en cambio un computador digital puede hacerlo

en segundos.

Figura 1.5. Ejemplo de alimentador primario para el cálculo de pérdidas.

La división de los sistemas de distribución primaria o secundaria en cargas y secciones

de línea dependerá de la configuración de las cargas. La figura 1.6 ilustra las 3

configuraciones básicas de carga:

Figura 1.6. Configuración de las cargas (Ramírez, 2003).

a) Una carga concentrada como el arreglo más simple.

b) Cargas iguales uniformemente distribuidas sobre una línea pueden reemplazarse por

una carga equivalente total.


c) Cargas desiguales distribuidas no uniformemente requieren un análisis por nodos y

secciones (Ramírez, 2003).

En la práctica la mayoría de los alimentadores son tipo C y requieren de muchos cálculos

(Ramírez, 2003).

Para el sistema simplificado que se muestra en la figura 1.7:

Figura 1.7. Sistema trifásico simplificado (Ramírez, 2003).

Corriente [A]

donde:

kVLL = Voltaje línea - línea en la carga = kV fuente - caída de voltaje

kW = Carga trifásica en kilowatts

Caida de voltaje ΔV = I (Rcosφ + Xsinφ)

R = Resistencia en Ω

cosφ = Factor de potencia de la carga

I = Corriente en (A)

X = Reactancia en Ω

La caída de voltaje línea-línea trifásica es 0.5 veces el valor dado por la ecuación de

caida de voltaje y la caída de voltaje monofásica es dos veces este mismo valor.

El diagrama vectorial de la figura 1.8 muestra que la ecuación de caída de voltaje es

aproximada, pero es suficientemente exacta para propósitos prácticos (Ramírez, 2003).


Figura 1.8. Diagrama fasorial (Ramírez, 2003).

Las pérdidas para el sistema simplificado se calculan así:

Pérdidas [W]

Para un sólo conductor y para las tres fases es tres veces este valor (Ramírez, 2003)

1.5 Reconfiguración de sistemas de distribución eléctricos

La reconfiguración de sistemas de distribución de energía eléctrica consiste en la

modificación topológica de los diferentes alimentadores que componen un sistema de

distribución con el fin de mejorar el desempeño del sistema y la calidad del servicio que

se presta. La reconfiguración de alimentadores se hace normalmente partiendo del

sistema existente, pero se da libertad al analista de modificar los puntos o nodos de

conexión, de modo que se puedan ajustar esencialmente los niveles de cargabilidad de

los circuitos.

Un análisis de reconfiguración de alimentadores puede conllevar a la modificación misma

de los recorridos de los circuitos y de sus puntos de alimentación, lo cual no es muy

deseable en la mayoría de los casos por los altos costos que esto implica.

Por lo tanto, la reconfiguración de alimentadores se efectúa normalmente abriendo y/o

cerrando dos tipos de interruptores o dispositivos de corte existentes en el sistema de

distribución, de enlace o frontera y de seccionamiento.

Un alimentador completo, o una parte de una parte de él, puede servirse desde otro

alimentador mediante el cierre de interruptores de enlace que los una, y abriendo un

interruptor de seccionamiento apropiado, para mantener la estructura radial (Medel,

2006).


1.5.1 Métodos de reconfiguración

Se han propuesto varios métodos de reconfiguración para solucionar el problema descrito

en tiempos aceptables. Cada método tiene sus ventajas y desventajas. En general los

métodos para la reconfiguración de redes de distribución pueden ser clasificados según

(Gers, 2005) como se muestra:

1. Métodos basados en conocimientos.

Técnicas heurísticas.

Técnica de programación lineal.

Técnica utilizando lógica difusa.

Técnica utilizando sistemas expertos.

Técnicas utilizando redes neuronales.

2. Métodos basados en técnicas evolutivas.

Técnicas de enfriamiento simulado.

Técnicas de algoritmos genéticos.

Los métodos basados en el conocimiento se fundamentan en la experiencia de los

operadores sobre las maniobras del sistema. Con base en estos conocimientos se han

diseñado varios algoritmos que facilitan la búsqueda de la nueva configuración de la red

de distribución, tratando de obtener una opción cercana a la óptima. Dentro de esta

categoría se encuentran los métodos más estudiados que son los heurísticos (Merlín,

1975), (Shirmohammadi, 1989), (Civanlar, 1988) y (Baran, 1989) y que además se

utilizan en combinación con otros métodos para encontrar mejores respuestas

permitiendo de esta manera agilizar la búsqueda (Medel, 2006).

Otra técnica empleada es la programación lineal la cual ha sido utilizada en planeación,

para reducir los costos de la expansión del sistema involucrando las pérdidas de

potencia.

Recientemente técnicas como las de Sistemas Expertos (SE) (Liu, 1988), Lógica Difusa

(FL) (Lin, 1998) y Redes Neuronales (ANN) (Bouchard, 1993) y (Kim, 1993) se han

aplicado también para solucionar el problema de la reconfiguración de redes. Estas

técnicas han sido implementadas con reglas heurísticas para solucionar el problema con

menos carga computacional (Medel, 2006).

Los métodos basados en técnicas evolutivas, se basan en la imitación del

comportamiento de procesos físicos y biológicos que existen en la naturaleza, los cuales

tienen como característica importante la carencia de una formulación matemática rigurosa


que permite establecer con certeza su comportamiento en cada situación. Como ejemplo

de técnicas en esta categoría están las técnicas de algoritmos genéticos y de

enfriamiento simulado, las que parten de una solución y la mejoran. Los algoritmos

genéticos (GA) entregan una solución óptima que permiten mayor reducción de pérdidas.

Los GA buscan soluciones basados en mecanismos de selección y en la genética natural

y combinan la naturaleza adaptativa de la genética natural con la optimización funcional.

Otra técnica que permite encontrar una solución más aproximada al óptimo global es el

método de enfriamiento simulado. Este método resuelve el problema de optimización por

simulación del proceso de enfriamiento del metal y en ella se define un parámetro

llamado temperatura, el que tiene las mismas dimensiones que el costo de la función

objetivo (Medel, 2006).

El software empleado en esta investigación se basa en técnicas de programación

dinámicas, las cuales en su parte computacional son procedimientos que intentan

resolver problemas disminuyendo su coste computacional aumentando el coste espacial

y en la parte de investigación operativa intentan optimizar una función objetivo en

problemas no lineales, discretizables y secuenciales (Wiki taxi, 2004).

1.6 Situación actual de los sistemas eléctricos

El marco electroenergético imperante en el mundo actual impulsa un mercado futuro

altamente competitivo, exigiendo a las empresas distribuidoras de energía eléctrica a

implementar políticas tendentes a lograr mayor eficiencia en la prestación del servicio.

Estas políticas, orientan tanto a la mejora en la organización administrativa como a la

reducción de los costos de explotación del sistema de distribución en su conjunto.

Durante las últimas dos décadas muchas compañías eléctricas norteamericanas han ido

convirtiendo los antiguos sistemas de distribución primaria de 2.4, 4.1 y 5 kV a 12 o 15

kV. Las empresas prefieren ampliamente, para las nuevas instalaciones, la clase con

tensión de 15 kV; también se utilizan tensiones de distribución primaria de 25 kV, 34.5 kV

y superiores buscando siempre reducir lo más posible las pérdidas de energía (Ramírez,

2003). En Argentina se comienza la instalación de 1200 kilómetros de líneas de 500 kV y

siete nuevas subestaciones interconectando así nueve provincias (Terra, 2011). Por su

parte en Colombia se diseñan los circuitos primarios a diferentes voltajes. Se establece

como voltaje nominal para el diseño 13.8/7.62 kV, configuración estrella con neutro sólido

a tierra.


En Bogotá existe actualmente un sistema que opera a 11.4 kV, (ya se está cambiando a

13.8kV en todo el país) (Westinghouse, 1984). Los equipos existentes que operan a

voltajes distintos serán aprovechados al máximo. En los nuevos que se instalen a estos

voltajes se preverá la conversión del sistema a los voltajes adoptados.

Nuestro país también se encuentra enfrascado en una ardua labor por mejorar nuestras

redes eléctricas que tras el paso del periodo especial las líneas se encontraban muy

deterioradas debido a la falta de equipamiento y recursos. En Cuba el nivel de

transmisión se realiza a 220 y 110 kV enlazando los principales puntos de generación, la

subtransmisión se realiza a 33 kV y la distribución primaria a 4.16 y 13.8 kV. La

distribución primaria a 4.16 kV trae consigo numerosas pérdidas en líneas y mala calidad

del servicio porque al ser un nivel de voltaje tan bajo para recorrer la distancia necesita

mayor corriente que circulando por las líneas se traduce en pérdidas. En los días actuales

se está trabajando por elevar la distribución primaria a 13.8 kV en todo el país, además

instalar subestaciones 110/13.8 kV eliminándose así un paso de transformación y sus

pérdidas correspondientes dejando el nivel de 33 kV para subtransmisión y para lazos de

emergencia.

1.6.1 Situación de la carga residencial en Cuba

En Cuba se han realizado varios trabajos importantes sobre caracterización de

cargas residenciales. Una de las variables más difíciles de definir a la hora de llevar

a cabo cualquier estudio en las redes de distribución, es sin dudas el

comportamiento de las cargas, entre las que se encuentran las del sector

residencial, que se compone de elementos de consumos moderados o reducidos y de

equipos con demandas elevadas, como los de calor empleados en la elaboración de

los alimentos; estos últimos son los que lógicamente tienen mayor influencia en el

gráfico de carga. La introducción de la energía eléctrica para la elaboración de los

alimentos de la familia, actividad que se realiza en un intervalo de tiempo muy bien

acotado, ha introducido drásticos cambios en la demanda, el consumo, factor de

potencia y los gráficos horario de estos clientes.

Capitulo II

CAPITULO II: ESTADO ACTUAL DE LAS REDES DE PLACETAS 24

CAPITULO II

ESTADO ACTUAL DE LAS REDES DE PLACETAS

El presente capítulo se realiza con el propósito de lograr el máximo conocimiento sobre

los datos principales de la red de distribución primaria en la ciudad de Placetas y

además de conocer la metodología utilizada para la ubicación de la subestación 110/13.8

kV y la realización de las interconexiones.

2.1 Estado actual de las redes de distribución de Placetas

En esta parte de la investigación se dio la tarea de abordar una serie de temas con

el objetivo de obtener las principales características de las subestaciones y circuitos

de la localidad, siendo este paso fundamental para el posterior estudio de la nueva

configuración de las redes de la urbe.

En la presente sección se pretende conocer entre otras características, el nivel de carga

que actualmente presentan los transformadores de las diferentes subestaciones, lo

que permitirá establecer una comparación entre la demanda máxima y la capacidad

instalada y observar en qué medida estos están trabajando, sobrecargados o

subcargados (% de cargabilidad). Al examinar los circuitos se podrá conocer los tipos de

conductores y distancias de los mismos así como las capacidades de cada banco de

capacitores y su situación técnica operativa. Para lograr una mejor preparación de la

información a utilizar se realizó una recopilación de datos de los circuitos del municipio,

objeto de estudio a partir de las tomas de carga hechas por los recerradores Nu-Lec

instalados.

2.1.1 Descripción de las principales características de cada subestación de

Placetas

La importancia de una subestación depende de la función que realiza dentro del sistema,

obedeciendo a la necesidad específica para la que haya sido diseñada y

construida. Su componente principal lo constituye el transformador alrededor del cual se

colocan y operan toda una serie de equipos y dispositivos que complementan y facilitan

la función de los mismos, por lo que su costo dependerá en gran medida de la

complejidad y función de los mismos. El mayor número de ellas tiene como objetivo


alimentar circuitos radiales, que son los más ampliamente usados, para hacer llegar

la energía hasta los consumidores (Warren, 2010).

Subestación Placetas 110 kV: Está ubicada en la parte sur de la ciudad, tiene un

transformador de 25 MVA. Se alimenta por una vía desde Santa Clara 110 kV y por la

otra por Tuinicu 110 kV, cuenta además con tres salidas alimentando el circuito 1910 que

continua su recorrido hacia las demás subestaciones 33/4.16 kV y 33/13.8kV para

continuar luego hacia Remedios, el 1915 que se dirige hacia Cabaiguan y el 1920 hacia

Fomento su interruptor principal es el 1905. La figura 2.1 muestra un diagrama

monolineal de dicha subestación

Figura 2.1. Subestación Placetas 110/33 kV.


Este transformador presenta una relación de transformación de 110/34.5 kV la

demanda máxima promedio de esta subestación en el horario pico es de 26 MVA

con un nivel de cargabilidad de 104 % y la carga promedio del día es 14 MVA lo

que representa el 56 %. Aunque la carga promedio es bastante baja comparada con

la capacidad del transformador en el horario pico el transformador se llega a

sobrecargar en un 4 % además hay que tener en cuenta que en este horario el

grupo electrógeno se conecta para tratar de aliviar la carga de dicho transformador.

La figura 2.2 muestra un gráfico del comportamiento diario de la carga de las

subestación Placetas 110 kV. Donde se puede observar que en horario de carga

máxima este transformador se encuentra sobrecargado y además que el factor de

potencia es bueno ya que existe poca influencia de la potencia reactiva.

Figura 2.2. Comportamiento de la demanda en un dia en Placetas 110 kV.

Subestación Placetas I (figura 2.3). Está ubicada en la parte Oeste de la ciudad tiene

un transformador de 4 MV.A cuenta además con dos salidas alimentando los circuitos

VJ 98 y VJ 99 los cuales cuentan con dos interruptores Nu-Lec, V 462 y V466

respectivamente.


Figura 2.3. Subestacion Placetas I.

Este transformador presenta una relación de transformación de 33/4.16 kV. La

demanda máxima promedio de esta subestación en el horario pico es de 4612 kVA

presentando un nivel de cargabilidad de 115 % y su carga promedio es de 2370 kVA

que representa 59 %. Aunque su carga promedio no es significativa en horario pico

presenta una sobrecarga seria de 15%.

Subestación Placetas II (figura 2.4). Está ubicada en la parte Norte de la ciudad, con

dos transformadores de 2.5 MV.A. Cada uno cuenta con una salida alimentando los

circuitos VJ 100 y VK 151, con dos interruptores Nu-Lec V 478 y V 505 respectivamente.


Figura 2.4. Subestación Placetas II.

Estos transformadores presentan una relación de transformación de 33/4.16 kV ( VJ

100) y 33/13.8 kV (VK 151).En el caso del circuito VJ 100 tiene un promedio de demanda

máxima en el horario pico de 2585 kVA con un nivel de cargabilidad de 103 % su

carga promedio es 1578 kVA que representa el 63 % mientras que el VK 151 tiene

1019 kVA de carga máxima promedio con un nivel de cargabilidad de 50 % y su

carga promedio es de 392 kVA que representa el 15 %. Mientras el transformador de

33/4,16 kV se encuentra sobrecargado el otro, de 13.8kV esta subcargado ya que este es

uno de los circuitos que se ha convertido hacia 13.8kV.

La subestación Cumbre II (figura 2.5), está ubicada en la parte Sur de la ciudad, tiene un

transformador de 4 MVA cuenta con dos salidas que alimentan los circuitos VK 101 y VK

145 y con dos interruptores Nu-Lec V 334 y V 338 respectivamente.


Figura 2.5. Subestación Cumbre II.

Este transformador presenta una relación de transformación de 33/13.8 kV. La

demanda máxima p rom ed io de esta subestación en el horario pico es de 3197 kVA

que representa un nivel de cargabilidad de 79.94 % y su carga promedio de 1409 kVA

que representa el 35 %. Esta subestación es otra de las que se ha convertido hacia

13.8 kV recientemente por lo que los niveles de cargabilidad no son notables.

2.1.2 Análisis de las principales características de cada circuito de la ciudad

En el análisis de los c ircuitos que presenta la ciudad solo se tuvo en cuenta datos

que se consideran imprescindibles para el desarrollo del estudio de la red. Esta

recopilación se realizó con un celaje por cada circuito especificando las características

de sus estructuras, tipo de conductores, banco de transformadores y capacitores. Todos

los circuitos analizados presentan una configuración radial. Dicha configuración ha

sido elaborada a lo largo de las calles, facilitando el acceso a las estructuras.

La ciudad está constituida por un total de 179.35 km de líneas, operando a 13.8 kV

existen 142.01 km para un 79.17 % y a 4.16 kV existen 37.34 km para un 20.82 %. Es


importante destacar que una parte de las estructuras de los circuitos que se encuentran

calientes a 4.16 kV están diseñadas para voltajes de 13.8 kV lo cual significa un ahorro

sustancial para una conversión futura de estas líneas a 13.8 kV. En cuanto a la

capacidad instalada se tiene un total de 359 transformadores instalados, lo que arroja un

resultado de 11.96 MVA instalados para alimentar la demanda de la ciudad. De estos

transformadores, 202 operan con un voltaje de 4.16 kV y 157 operan a 13.8 kV.

La figura 2.6 muestra en forma simplificada el esquema de los circuitos de la ciudad que

seguidamente se detallarán.

Figura 2.6. Disposición de los circuitos en la ciudad.

Circuito VJ 98

Este circuito es alimentado desde la subestación Placetas I a 4,16 kV y está ubicado al

suroeste del centro de la ciudad, expandiéndose por 8.8 km de líneas. Su tronco está

construido con conductores del tipo CN 4 y A 35 predominando en los ramales el CN 6 y

A 35. La carga predominante es la tipo residencial aunque contiene algunas cargas

importantes como lo son las mixtas e industriales de algunos talleres, con un total de 46

transformadores que totalizan 1570 kVA instalados. El circuito tiene una demanda


máxima de 1590 kVA y representa una cargabilidad de 40 % de la capacidad total del

transformador. Este circuito no presenta bancos de capacitores. En la figura 2.7 se

muestra un gráfico diario de las potencias de este circuito, obtenido del Nu-Lec

apreciándose que este circuito posee dos momentos durante el dia en que la demanda es

bastante significativa, el primer pico es producto de las industrias que laboran en horario

de la mañana y el segundo es el resultado de las viviendas, que son la mayor parte en su

horario de cocina y en el que hay mayor cantidad de personas en las residencias.

Además se observa que la potencia reactiva es muy menor a la activa por lo que el factor

de potencia es bastante aceptable.

Figura 2.7. Comportamiento diario del circuito VJ 98.

Circuito VJ 99

Este circuito es alimentado desde la subestación Placetas I a 4,16 kV. El mismo está

ubicado al noroeste del centro de la ciudad, expandiéndose por 13.6 km de líneas. Su

tronco está construido con conductores del tipo CN 2 y A 70, en sus ramales predomina

el CN 6 y A 35. La carga predominante es la tipo residencial, con un total de 81

transformadores que totalizan 2579 kVA instalados. El circuito tiene una demanda


transformador. Tiene un banco de capacitores de 150 Ckvar en servicio.

En la figura 2.8 se muestra un gráfico diario de las potencias de este circuito, obtenido

del Nu-Lec apreciándose que este al igual que el anterior posee dos momentos durante

el dia en que la demanda es bastante significativa y buen factor de potencia pero con la

diferencia de que el primer pico es menor que en el circuito anterior porque hay menor

parte de cargas industriales y como cuenta con mayor cantidad de cargas la curva se ve

más desplazada hacia arriba.


Figura 2.8, Comportamiento diario del circuito VJ 99.

Circuito VJ 100

Este circuito es alimentado desde la subestación Placetas II con un voltaje de 4.16 kV

está ubicado al norte del centro de la ciudad, expandiéndose por 15 km de líneas, su

tronco está construido con conductores del tipo A 70 en sus ramales predomina el CN 6.

En él se observa que la carga predominante es la tipo residencial, con un total de 75

transformadores que totalizan 2 4 4 0 kVA instalados. El circuito tiene una demanda


transformador. Posee dos bancos de capacitores de 150 Ckvar en servicio En la figura

2.9 se muestra un gráfico diario de las potencias de este circuito, obtenido del Nu-Lec

apreciándose que este al igual que en los anteriores posee dos momentos durante el dia

en que la demanda es bastante significativa, mejor factor de potencia pero con la

diferencia de que el primer pico casi iguala al horario pico ya que en este circuito están

localizadas la mayoría de empresas de prestar servicios en horario de la mañana.

Figura 2.9. Comportamiento diario del circuito VJ 100


Circuito VK 151

Este circuito es alimentado desde la subestación Placetas II con un voltaje de 13.8 kV

está ubicado al norte del centro de la ciudad, expandiéndose por 6 .8 km de líneas, su

tronco está construido con conductores del tipo A 70 al igual que en sus ramales

predomina el A 70. La carga predominante es la tipo residencial, con un total de 41

transformadores que totalizan 1 3 2 5 kVA instalados. El circuito tiene una demanda


transformador. No cuenta con bancos de capacitores. En la figura 2.10 se muestra un

gráfico diario de las potencias de este circuito, obtenido del Nu-Lec apreciándose que

este posee un solo momento durante el dia en que la demanda es bastante significativa

porque la mayoría de sus cargas son residenciales y en ese horario no hay mucho

consumo en las residencias, cuenta además con un buen factor de potencia.

Figura 2.10. Comportamiento diario del circuito VK 151.

Circuito VK 101

Este circuito es alimentado desde la subestación Cumbre II con un voltaje de 13.8 kV

está ubicado al sur y este de la de la ciudad su transformador de distribución se

encuentra dentro de la misma subestación Placetas 110 kV, expandiéndose por 14.7 km

de líneas, su tronco está construido con conductores del tipo A 70 en sus ramales

predomina el CN 6. En él se observa que la carga predominante es la tipo residencial,

sustentado por un total de 6 0 transformadores que totalizan 2210 kVA instalados. El

circuito tiene una demanda máxima de 2653 kVA y representa una cargabilidad de 40 %

de la capacidad total del transformador. No presenta bancos de capacitores. En la figura

2.11 se muestra un gráfico diario de las potencias de este circuito, obtenido del Nu-Lec

apreciándose que solo posee un momento durante el dia en que la demanda es bastante


significativa y un muy buen factor de potencia pero con la diferencia de que en el horario

pico es aumenta mucho el consumo en poco tiempo que es característica las cargas

residenciales de esa zona del municipio.

Figura 2.11. Comportamiento diario del circuito VK 101.

Circuito VK 145

Este circuito es alimentado desde la subestación Cumbre II con un voltaje de 13.8 kV

esta ubicado al sur de la de la ciudad y le da servicio al extremo sur de la ciudad,

expandiéndose por 18 km de líneas, su tronco está construido con conductores del tipo

A 70 y en sus ramales predomina el A 70. La carga predominante es la tipo industrial,

con un total de 2 1 transformadores que totalizan 720 kVA instalados. El circuito tiene

una demanda máxima de 526 kVA y representa una cargabilidad de 13 % de la capacidad

total del transformador. No presenta bancos de capacitores. En la figura 2.12 7 se

muestra un gráfico diario de las potencias de este circuito, obtenido del Nu-Lec

apreciándose que este al igual que el anterior posee dos momentos durante el dia en que

la demanda es bastante significativa y buen factor de potencia pero con la diferencia de

que el primer pico es menor que en el circuito anterior porque hay menor parte de cargas

industriales. Este es un circuito alimenta una zona rural cercana la ciudad que como se

observa su consumo no es muy significativo comparado con los demás circuitos y que

actualmente se esta trabajando en separar su parte rural de la cuidad y alimentarlo con

una pequeña subestación propia 33/13.8 kV debido a que tiene sus líneas de

alimentación muy largas, lo que propicia una gran cantidad de pérdidas.


Figura 2.12. Comportamiento de la demanda en un dia del VK 145.

En la Tabla 2.1 se muestran a manera de resumen las potencias nominales de los

transformadores de cada circuito, la demanda máxima de cada uno y el porciento de la

carga.

Tabla 2.1 Demandas máximas de cada transformador de subestación.

CircuitosPotencia Nominal

(kVA)

Demanda

Máxima (kVA)

Porciento de

carga

4.16 kV

VJ 98-VJ 99 4000 4612 115

VJ 100 2500 2585 103

13.8kV

VK 101-VK 145 4000 3179 79

VK 151 2500 1019 40

Como lo demuestra la tabla los transformadores de los circuitos que operan a 4.16 kV en

horario de demanda máxima se encuentran sobrecargados mientras que los que ya

están convertidos a 13.8kV se encuentran subcargados.

2.2 Programas computacionales empleados

Radial (Casas, 2002)

Mediante el uso del Radial se realizó una actualización de los circuitos del municipio

utilizando el tarjetero de la OBE municipal para determinar el estado de las pérdidas así


como los niveles de voltaje. Además se analizaron los datos de las reconfiguraciones

correspondientes a ambas variantes así como el comportamiento ante averías.

Diseño (Mier, 2000)

Con el uso de este software se determino de las diferentes ubicaciones posibles cual fue

la mejor desde el punto de vista técnico así como económico ya que permite conocer

dado un circuito en lazo determinado y realizando posibles interconexiones nuevas cual

es la optima variante radial correspondiente así como el costo total de dicha

configuración.

2.3 Estudio de las pérdidas en los circuitos actuales de la ciudad

Al examinar las redes de los circuitos de distribución primarias que corren por la ciudad

de Placetas se manifiesta la existencia de altos niveles de pérdidas producto del bajo

voltaje utilizado en gran parte de los circuitos (4.16 kV). En la tabla 2.2 se muestran las

pérdidas totales de energía obtenidas mediante corridas del programa RADIAL para cada

uno de los circuitos. Donde se aprecia que la mayor parte de las pérdidas las aportan los

circuitos a 13.8kV dado a las malas condiciones de sus redes.

Tabla 2.2 Pérdidas de energía de cada circuito

CircuitosPérdidas totales de energía

(kW·h)

4.16 kV

VJ 98 930

VJ 99 3520

VJ 100 2805

13.8kV

VK 101 1595

VK 145 183

VK 151 614

Total 9647

Haciendo un balance de la energía activa total del municipio a través del Radial se puede

ver en la figura 2.13 que una parte considerable (10 %) son de pérdidas entre

transformadores y líneas.


Figura 2.13. Energia activa total de los seis circuitos del municipio.

Clasificando estas pérdidas se puede observar en la figura 2.14 que más de la mitad de

las pérdidas (58 %) las aportan las líneas, gran parte de esa energía que se puede

recuperar trabajado en función de elevar el voltaje de operación y eliminando conductores

sobrecargados.

Figura 2.14. Relación de las pérdidas totales de energia del municipio.

Lo anterior está unido a la configuración radial y extensa de los mismos, a la carencia de

posibilidades de interconexión entre ellos, pues están ramificados de forma que los

troncos de circuitos no siempre ofrecen esta posibilidad sin incorporar en el enlace aún

más pérdida.

La ciudad es compacta en su estructura y ofrece posibilidades para la conversión de 4 a

13 kV, obra que se ejecuta poco a poco. Salta a la vista la opción de eliminar las

subestaciones de 33/4.16 kV y 33/13 kV que coexisten en el sistema en diferentes puntos


pero que a su vez provienen de una sola fuente: la red de 110 kV del lazo Santa Clara

Tuinucú, lo que representa otro problema.

La implantación de una subestación 110/13 kV en la ciudad de Placetas podrá establecer

un voltaje uniforme en toda la ciudad desde una fuente única con la utilización de

corredores e interconexiones que brinden la mayor fiabilidad y operación del sistema y

disminuir al máximo las pérdidas del servicio eléctrico. También conseguir como

resultado liberar las líneas de subtransmisión que quedarán como fuentes de suministro

energético y lazos de servicios entre localidades lejanas.

Los anexos del 1 al 5 muestran los diagramas monolineales actuales del municipio

utilizados en la actualización de los correspondientes circuitos del programa Radial y los

anexos del 6 al 11 indican los resultados de las corridas de dicho software empleadas en

la elaboración de los gráficos y tablas mostrados.

2.4 Metodología empleada, variantes analizadas para la ubicación de la nueva

subestación

Como línea trazada se decidió, aprovechando la infraestructura actual del municipio

analizar dos posibles ubicaciones para la nueva subestación 110/13.8 kV.

La primera se ubicó dentro de la actual subestación 110/13.8 kV ya que en este lugar

hay el espacio suficiente y tiene las facilidades de conexión con la línea de 110 kV.

Para la elección de la segunda ubicación se analizaron los lugares posibles de la ciudad

que estuvieran lo más cerca posible de la línea de 110 kV y a la misma vez del centro de

carga de la ciudad y resultaron dos ubicaciones posibles una al sur y la otra al oeste, tal y

como se muestra en la figura 2.15 a partir del programa diseño.


Figura 2.15. Posibles ubicaciones de la segunda variante.

Luego de haber seleccionado los dos variantes se procedió a realizar la reconfiguración

de los nuevos circuitos aprovechando la infraestructura existente, cambiando los calibres

necesarios para lograr que no existan líneas sobrecargadas ni nodos con bajo voltaje y

por último se ubicaron las interconexiones entre estos circuitos y se analizaron los

diferentes parámetros de estos en casos de averías o reparaciones.

Capitulo III

CAPITULO III: RECONFIGURACIÓN DE LA RED 41

CAPITULO III

RECONFIGURACIÓN DE LA RED

Para la reconfiguración de la red se necesita que todos los circuitos tengan el mismo

voltaje por lo que se realiza el anisáis a partir de que todos los circuitos estén operando a

13.8 kV.

3.1 Variantes de solución

Para ubicar la subestación se tomaron dos variantes:

1. La de aprovechar la infraestructura existente ubicando la subestación dentro de la

actual Placetas 110 kV que se le denominó variante Cumbre.

2. La de calcular el mejor lugar posible donde cumpliese con los requisitos de estar

cerca de la ciudad y a la vez de la línea de 110 kV. Con esos parámetros se

encontraron dos lugares, uno al oeste y el otro al sur de la ciudad, denominados

variante Oeste y variante Sur.

En el caso de la variante dos, la sur se utilizó el programa Diseño para elegir cual de los

dos lugares fue el más eficiente y a la vez más económico. Al costo dado por el programa

se le adicionó el costo de la construcción del tramo de línea de 110 kV a utilizar ya que el

programa no lo tiene en cuenta. El costo de la línea buscado en la OBE de Placetas es

de 65000 pesos/ km de línea de doble circuito y 45000 pesos/ km de línea simple circuito,

tanto en la variante dos como en la uno se utilizó la configuración siguiente que es más

económica utilizando una línea doble circuito que dos de simple circuito. De modo que si

fallase la alimentación por una vía se continúe abasteciendo la subestación por la otra,

tal como se muestra en la figura 3.1.

Figura 3.1. Configuración a utilizar en la nueva subestación, variante sur.


Las figuras 3.2 y 3.3 muestran los resultados del programa Diseño a las posibles

soluciones de las variantes Oeste y Sur de ubicación de las subestaciones.

Figura 3.2. Resultados del programa Diseño para la variante Oeste.

Figura 3.3. Resultados del programa Diseño para la variante Sur.


La tabla 3.1 muestra un balance económico de las posibles soluciones de las variantes

de ubicación de las subestaciones.

Tabla 3.1. Resultado de los lugares posibles para la ubicación de la subestación.

Sur Oeste

Costo (Pesos) 924332 723206

Costo tramo 110 kV(Pesos) 84500(1.3 km) 120 250 (1.85 km)

Pérdidas totales (kW) 309 288

Total (Pesos) 1008832 843456

Como se puede apreciar en la variante Oeste es más eficiente y económica ya que

garantiza menores pérdidas a un costo menor y por lo tanto es la escogida para continuar

los cálculos.

3.1.1 Resultados del la variante Oeste

La figura 3.2 muestra como quedó configurada la variante Oeste, el azul es el circuito

norte, el rojo el circuito centro y el negro el circuito sur, los trazos amarillos indican las

nuevas líneas trazadas que en total suman 765 metros.

Figura 3.4. Configuración de los circuitos en la variante Oeste.


Analizando esta variante se hizo una cuantificación de las pérdidas de energía en la

nueva configuración, mostrada en la tabla 3.2 que como se aprecia son mucho menores

que las pérdidas actuales.

Tabla 3.2. Potencias y pérdidas en la variante Oeste

CircuitosPérdidas de

energía (%)

Pérdidas de

energía (kW·h)

Norte 3 2519

Centro 2 1257

Sur 3 1774

Además, las pérdidas en líneas son las que más se disminuyen y son las que más

influencia tienen sobre el total de pérdidas, como se muestra en las figuras 3.2 y 3.3.

Figura 3.5. Energía activa total, variante Oeste.

Figura 3.6. Relación de las pérdidas totales de energia, variante Oeste.


3.1.2 Resultados del la variante Cumbre

En esta variante se ubica aprovechando la infraestructura actual que ofrece la

subestación Placetas 110 kV. Se corrió esta variante en el programa Diseño mostrado en

la figura 3.7.

Figura 3.7. Resultado de la variante Cumbre en el programa Diseño

Se hizo un estudio económico de esta variante, arrojando los resultados de la Tabla 3.3.

Tabla 3.3. Costo de la variante Cumbre:

Cumbre

Costo (Pesos) 1002678

Costo tramo 110 kV(Pesos) -

Pérdidas totales (kW) 342

Total (Pesos) 1002678

Como se puede observar en la figura 3.8 se trazaron dos salidas de la subestación de

una longitud considerable que son las causantes de que su elevado costo a pesar de que

no se utilizaron tramos de 110 kV. En azul es el circuito Oeste, el rojo el circuito Centro, el

negro el circuito Este y el verde el circuito Cumbre, los trazos amarillos indican las

nuevas líneas trazadas que en total suman 2140 m.


Figura 3.8. Configuración de los circuitos en la variante Cumbre

Esta variante también posee grandes disminuciones en la parte de las pérdidas

correspondientes con las líneas, mostrado esto en la tabla 3.4 y en las figuras 3.8 y 3.9.

Tabla 3.4. Potencias y pérdidas en la variante Cumbre

CircuitosPérdidas de

energía (%)

Pérdidas de

energía (kW·h)

Oeste 4 2074

Centro 3 1739

Este 4 2086

Cumbre 3 183

Figura 3.8 Energia activa total, variante Cumbre.


Figura 3.9 Relación de las pérdidas totales de energia, Oeste.

3.1.3 Comparación con la configuración actual

En comparación con el estado actual las opciones desarrolladas propician un ahorro

sustancial con respecto a las pérdidas ya que al utilizar 13.8 kV en los tres circuitos que

antes operaban a 4.16 kV, circula menos corriente por sus líneas y por lo tanto habrá

menos pérdidas, además de existir una mejor distribución de las cargas. La tabla 3.4

muestra una comparación de las pérdidas y el ahorro en kW·h de las variantes analizadas

y el estado actual de la red.

Tabla 3.5. Comparación entre las variantes.

Variante Pérdidas (kW·h) Ahorro (kW·h)

Actual 9647 -

Oeste 5550 4097

Cumbre 6082 3565

3.2 Interconexiones creadas

La interconexión entre los circuitos permite una mayor fiabilidad de servicio ya que al

ocurrir una falla o se necesita realizar determinada reparación en una parte de algún

circuito, se aísla esa parte del circuito y el resto se conecta a otro circuito cercano

continuando con el servicio sin ocasionar tantas molestias en los hogares y fabricas.

Las figuras 3.7 y 3.8 muestran puntos donde se ha planteado ubicar las cuchillas para

realizar las interconexiones para las variantes Oeste y Cumbre. Las cuchillas se

conectaron aproximadamente cada 1 MW y se aprovecharon las que ya existían.


Figura 3.10. Interconexiones creadas en el variante Oeste.

Figura 3.11. Interconexiones creadas en el variante Cumbre.


Variante Oeste.

En esta variante las cuchillas normalmente cerradas son 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 y 10. Las

normalmente abiertas son 10, 11, 12, 13 y 14. Se trató de aprovechar al máximo las que

existían con antelación que son 1, 2, 3, 4, 5, 7 y 8.

Variante Cumbre.

Las cuchillas normalmente cerradas de esta variante son 1, 2, 3, 4, 5, 6, 12 y 14. Las

normalmente abiertas son 7, 8, 9, 10, 11, 12 y 13. Se trató de aprovechar al máximo las

que existían con antelación que son 1, 2, 3,4, 7, 8 y 12.

3.3 Operación en estado de averías o mantenimientos

Los circuitos creados deben garantizar la continuidad de servicio ante las eventualidades

antes mencionadas. Las tablas 3.6 y 3.7 muestran las operaciones a realizar en caso de

averías para las dos variantes analizadas en este trabajo. Cada tramo está delimitado por

las cuchillas que hay en sus extremos. Se analizaron los peores casos posibles que son

en los que se tienen que alimentar el último tramo del circuito por la última sección del

circuito lateral.

Tabla 3.6 Operaciones a realizar en caso de fallas, variante Cumbre

Tramo de la falla Abrir Cerrar

Sub- 1 1 9

1-final 1 -

Sub-2 2 11

2-3 2 y 3 8 ó 10

3-4 3 y 4 9 ó 13

4-final 4 -

Sub-14 14 10

5-6-14 5, 6 y 14 7 y 10

5-7 5 -

6-7 6 -

12-final 12 -

Sub-12 - -


Tabla 3.7 Operaciones a realizar en caso de fallas

Tramo de la falla Abrir Cerrar

Sub-9 9 12

7-9 7 y 9 13

7-8 7 y 8 13

8-final 8 -

Sub-10 10 11 ó 12

5-10 5 y 10 12 ó 14

5-6 5 y 6 13

6-final 6 -

Sub-4 4 14

3-14 3 -

2-3-4 3 y 4 14

1-2 2 -

1-fin 1 -

En las peores condiciones los voltajes en los nodos mas críticos son bastante aceptables

constatándose que en estado de fallas o mantenimientos el sistema opera

satisfactoriamente (tabla 3.8). Los porcientos de variaciones de voltaje se calculan

teniendo en cuenta el voltaje en condición normal y ante condición de interconexión.

Tabla 3.8. Voltajes en los peores en los nodos.

Tramo

falladoVariante

Circuito

conectado

Voltaje peor

nodo

% Regulación

de Voltaje

2-3-4 Oeste Centro 7830 V 98

6-5 Oeste Norte 7570 V 95

7-9 Oeste Centro 7510 V 94

6-5-14 Cumbre Centro 7090 V 93

3-4 Cumbre Este 7170 V 94

Sub-1 Cumbre Centro 7227 V 95


Los siguientes cambios se realizaron para garantizar la calidad del servicio durante las

interconexiones. En el caso 6-5 de la variante Oeste se cambio el calibre de 289 m de

conductores calibre A 35 por A 70 al circuito Norte, debido a que presentaban

sobrecargas operando al conectársele la última sección del circuito Centro. En 7-9 de la

variante Oeste también se cambio el calibre del tronco 210 m de calibre CN 6 por A 70

debido a la sobrecarga presentada en esos tramos al conectársele el tramo final del

circuito norte. En 3-4 de la variante Cumbre se cambiaron 100 m de calibre CN 6 por A 70

debido a la sobrecarga presentada en ese tramo al conectar la parte final del circuito

Centro a la parte final del circuito Este. En Sub-1 de la variante Cumbre se cambio 330 m

de CN 6 por A 70 que estaban sobrecargados al ser conectada la última parte del circuito

Oeste a la última parte del circuito Centro.

Conclusiones

CONCLUSIONES 53

CONCLUSIONES

Las nuevas configuraciones de los circuitos propician un ahorro considerable de

energía por la disminución de pérdidas que aportan.

La nueva subestación a través de las variantes analizadas puede suministrar

energía a la ciudad satisfactoriamente.

Las variantes posibles de redistribución permiten establecer las cuantías de

gastos y establecer las consideraciones a tener en cuenta de modo que dan paso

a hacer la selección a utilizar según convenga con menos costo de ejecución,

conociendo de antemano los beneficios que el empleo de mayores tensiones de

distribución primarias ofrece.

El sistema se hace más operativo al reducir la cantidad de circuitos; con un

incremento de los índices de fiabilidad, por la introducción de los lazos previstos

de interconexión entre ellos a través de cuchillas. Las partes troncales de circuitos

y ramales deben ser construidas con líneas capaces de llevar la carga en régimen

de averías en el que quedan interconectados con circuitos vecinos.

Los circuitos se pueden interconectar entre si cumpliendo con los parámetros

establecidos.

Recomendaciones

RECOMENDACIONES 55

RECOMENDACIONES

Realizar un amplio estudio económico de los proyectos analizados.

Analizar las nuevas configuraciones a voltajes de distribución más elevados para

mayor disminución en las pérdidas.

Referencias Bibliográficas

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 57

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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Anexos

ANEXOS 60

ANEXOS

Anexo 1

Circuito VJ 98

ANEXOS 61

Anexo 2

Circuito VK 151

ANEXOS 62

Anexo 3

Circuito VJ 99

ANEXOS 63

Anexo 4

Circuito VJ 100

ANEXOS 64

Anexo 5

Circuitos VK 101 y VK 145

ANEXOS 65

Anexo 6

Corrida en Radial del circuito VJ 98

ANEXOS 66

Anexo 7


ANEXOS 67

Anexo 8


ANEXOS 68

Anexo 9

Corrida en Radial del circuito VK 151

ANEXOS 69

Anexo 10


ANEXOS 70

Anexo 11


ANEXOS 71

MUNICIPIO DE PLACETAS”

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