CAPÍTULO 3. RESULTADOS DEL BALANCEO DE LOS CIRCUITOS
3.2 Caracterización y análisis del circuito 19
El circuito 19 es un circuito de tipo radial ramificado, tiene su inicio en la subestación de Junco Sur 110-13.8 kV procedente del municipio Cienfuegos, es alimentado por un transformador de 25 MVA de conexión (Y-Y aterrada grupo 11). Este circuito contiene mayormente consumidores monofásicos del sector residencial, fuera de este consumo solo posee cargas comerciales, un policlínico, una escuela de arte, otra de computación y una panadería especial. Es muy difícil definir la longitud exacta de las ramas troncales, ramales y subramales por la configuración ramificada que posee este tipo de circuito, aunque se aproximaron las distancias de los troncos a 2,760 km y a 13,626 km, la de los ramales a 16,3864 km, aunque en el dibujo del anexo(IV) se pude ver a cabalidad el circuito, elementos y distancias entre ellos. Como componentes fundamentales contiene una cantidad de 113 transformadores monofásicos que oscilan entre (10-100KVA) con conexión entre una de las fases y neutro del sistema, 21 bancos abiertos (dos transformadores) que sus capacidades varían entre (10-100KVA) con conexiones tanto del tipo estrella abierta como de delta abierta utilizando las tres fases de la red, dos bancos trifásicos (tres transformadores), los dos de conexión estrella-estrella aterrada y capacidad de 45 y 150 kVA, conteniendo un total de 161 bancos de transformadores.
En la tabla 3.1 se informa la cantidad de transformadores que posee cada fase, la potencia por fase y la capacidad en kVA que contiene el circuito.
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Tabla 3.1 Cantidad de transformadores instalados en el circuito 19.
Circuito # 19
Estadísticas del circuito Fase A Fase B Fase C
Cantidad de transformadores por fase 60 51 50
Potencia instalada por fase en KVA 2337.5 2192.5 1940
Total de transformadores instalados en el circuito 161
Potencia total instalada en el circuito en KVA 6470
En la tabla 3.2 se exponen los resultados obtenidos por los estudios realizados en Radial 7.7 sobre las pérdidas técnicas por troncos y ramales.
Tabla 3.2 Pérdidas técnicas en el circuito 19.
Circuito # 19
Hor as Perd Act (kW.h) Perd React (kVAr.h) Perd de Cu en el Transf Perd de He en el Transf Perd tot en (kW.h) % de Perd de Pot 0 3 5 13 23 38 3 1 2 5 12 232 37 3 2 2 4 12 23 37 3 3 2 5 12 23 37 3 4 3 6 13 23 38 3 5 4 9 14 23 41 3 6 10 20 19 23 51 2 7 6 12 15 23 44 2 8 7 14 16 23 45 2 9 7 14 16 23 45 2 10 7 14 16 23 45 2 11 10 20 19 23 51 2 12 10 20 18 23 51 2 13 7 14 15 23 45 2 14 6 13 15 23 45 2 15 7 15 16 23 46 2 16 13 28 26 23 62 2 17 24 50 41 23 87 238 18 31 65 51 23 105 2 19 36 75 59 23 118 3 20 16 33 31 223 71 2 21 12 25 26 23 62 2 22 5 11 16 223 45 3 23 4 8 14 23 41 3
El circuito 19 es controlado por el interruptor (P-19) que se caracteriza por tener acoplado un adquisidor de datos técnicos, lo que posibilita tener un registro histórico de los parámetros de corriente, voltaje y potencia para ser utilizados en estudios técnicos económicos de la red. Al aplicar el estudio se pudo ver que el porciento de desbalance de corriente tiene valores indeseados.
En el Anexo (VI), se muestran varios gráficos que dan a conocer el comportamiento de las corrientes de fase y las potencias de tipo activas, reactivas y aparentes, en el transcurso del 19-11-18 día típico de consumo es decir (entre semana), y la del 24-11-18 siendo ahora día atípico de consumo (fin de semana) y para terminar el análisis de la semana del (18-24) de esta misma fecha que engloba los dos días estudiados más los días restante, para así definir a ciencia cierta cómo es el comportamiento del desbalance de corrientes y las potencias del circuito 19.
En las gráficas antes mencionadas se puede observar e identificar a que gráfico característico se asemeja el comportamiento del circuito en los diferentes intervalos analizados, las fluctuaciones de las corrientes y potencias de este circuito.
Día típico de operación
El gráfico al que se asemeja el comportamiento de este día es al residencial, donde se puede observar que durante las primeras horas de la mañana de 6-8 AM hay un incremento de la corrientes y potencias de las fases, donde la más cargada es la fase (b) y la menos cargada la de la fase (a), el otro instante del día donde ocurre la sobrecarga es entre las 5-9 PM manteniéndose la fase (b) con mayor carga y la (a) con una mínima de carga.
Día atípico de operación
El gráfico al que más se asemeja este día es al residencial nuevo, donde las corrientes y potencias tienden a mantener un comportamiento constante hasta las primeras horas de la noche 5 PM, donde empieza la sobrecarga, manteniéndose el pico de carga hasta las 9PM. En este día, la fase (b) es la más sobrecargada y la (a) es la menos cargada.
39 Todo este desbalance de las corrientes en estos dos días es causado por la instalación desequilibrada transformadores en las disímiles fases, más el comportamiento de las cargas en el transcurso del tiempo, trayendo consigo que haya una circulación elevada de la corriente de neutro en los horarios tempranos de la mañana y la noche, que es cuando el consumo residencial es más intenso.
Con los datos obtenidos en el celaje realizado y la base de datos recopilada por las descargas del interruptor principal, se efectúa a la estimación de cargas eléctricas suministrada por los distintos bancos de transformadores. Para lograr dicha estimación se aplica un programa de estimación de carga elaborado en el software MATLAB, este software trabaja con el registro histórico de las mediciones obtenidas del interruptor principal para un día típico de consumo de las cargas. Este estudio se realizó principalmente en el mes de noviembre (desde el 1 de noviembre al 1de diciembre del 2018) escogiendo como día promedio el (día 19 de noviembre del 2018). Además de los datos del celaje que son incorporados a este programa, se posee una base de datos que contiene los posibles gráficos de carga para cada uno de los bancos de transformadores en función de la carga servida.
Después de introducir todos los datos en el programa, se procede a la corrida de este, seleccionando con anterioridad el tipo de ajuste que se quiere aplicar en el circuito, dando la opción de tener un mejor ajuste a las corrientes de fase o mejor ajuste a la corriente de neutro. Luego de hacer todos los ajustes, este nos ofrece el resultado cálculo de las potencias monofásicas y trifásicas (P1, Q1, P3 y Q3) de los distintos bancos de transformadores instalados en la red (Anexo VIII) y ofrece un gráfico estimado de cada corriente de fase y para la corriente de neutro.
En la figura 3.7 se muestra la estimación realizada para este circuito utilizando un ajuste por corriente de fase. Las líneas de trazo continuo corresponden a los gráficos reales del circuito construidos a partir de las mediciones del interruptor principal y las líneas de trazo discontinuo corresponden a los gráficos estimados. Puede verse que existe una buena similitud entre los gráficos reales y los gráficos estimados, además se logra que las corrientes estimadas de fase y de neutro tengan un comportamiento similar al de las corrientes reales durante todo el día. Pero se debe tener en cuenta que las potencias que se obtienen para los bancos de transformadores no son en realidad las que realmente se están suministrando por los bancos, para que esto ocurra hay que hacer una toma de carga de cada uno de los transformadores de la red.
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Figura 3.7: Estimación realizada para el circuito 19.
Después de realizar el proceso de estimación y ajuste de cargas se procede a confeccionar una base de datos con los resultados de la estimación y lo recopilado del celaje del circuito Anexo (VIII). Luego de conformar la base de datos se carga la misma desde el programa de balanceo, permitiendo la interfaz, el ajuste de los valores de las tensiones nominales, los máximos cambios permitidos, siendo en este caso seis cambios, la selección de los elementos de la red que se desean que contengan cambios, (ramales bifásicos, ramales monofásicos, bancos de tres transformadores, bancos de dos transformadores y transformadores monofásicos), permitiendo variar solamente los ramales de una y dos fases y los transformadores monofásicos, se ajustan los nodos donde se desea minimizar la corriente de neutro en régimen normal de operación. Para finalizar el ajuste se selecciona el tamaño de la población y la cantidad de generaciones que se desea, en este caso se procede a utilizar una población de 100 individuos y se efectúan 100 generaciones.
Después de realizar todo lo anterior se ejecuta el software de balanceo basado en el algoritmo genético NSGA-II, el cual proporciona inicialmente los resultados de las pérdidas de energía y de la corriente de neutro en el sistema de distribución, alcanzando valores de 115,9 kWh y magnitud de corriente de 23,5 A, todo antes de que ocurra el proceso de reconexión. Las propuestas de cambios ofrecidas por el programa de
41 balanceo se encuentran ordenadas, partiendo de la corriente de neutro, pérdidas de energía y número de reconexiones respectivamente. Para realizar la selección de la variante de reconexión más adecuada se debe tener en cuenta que haya la mayor disminución posible de la corriente de neutro y de las pérdidas de energía, todo esto con la menor cantidad de cambios propuestos en el circuito, por tanto, se deben analizar las variantes ofrecidas por el software y tomar la más eficaz.
En el caso del circuito 19 este análisis se complejiza por la gran magnitud de este, pero después de un riguroso análisis se llegó a la conclusión de que la variante más idónea es la #37, en la figura 3.8 se muestran las variantes de balanceo propuestas y los resultados de la variante seleccionada.
Figura 3.8: Variantes de balanceo para el circuito 19.
Los resultados obtenidos arrojan que la variante seleccionada ofrece teóricamente una disminución apreciable de la corriente de neutro de (16,14 A), una reducción de más de (6 kWh) de pérdidas de energía, todo esto si se aplican todas las recomendaciones propuestas por el programa, siendo en este caso de seis cambios. Aunque parecen muchos, hay que tener en cuenta la longitud promedio del circuito y la cantidad de usuarios es muy alta.
En la figura (3.9) se muestra la ubicación geográfica donde se deben efectuar los cambios propuestos para este circuito.
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Figura 3.9: Cambios propuestos para el circuito 19.
En la figura (3.10) se muestran los gráficos estimados por el programa de balanceo para las corrientes de fase y de neutro, antes y después que sean realizados los cambios. En este caso se muestran dos estimaciones, una para la corriente en el primer nodo del
43 circuito y otra para la corriente en el interruptor (S-1982(%)) que puede ser abierto por necesidades operativas o por fallas transitorias.
Figura 3.10: Corrientes estimadas antes y después del balanceo en el circuito 19.