Estudio técnico económico para selección de nivel de tensión en MT

Texto completo

(1)ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO PARA SELECCIÓN DE NIVEL DE TENSIÓN EN MT. ERNESTO RAMIREZ MONCADA JOSE ULISES SANTIAGO ESCOBAR. UNIVERSIDAD DE LOS ANDES DEPARTAMENTO DE INGENIERIA ELECTRICA Y ELECTRONICA BOGOTA, JULIO DE 2003.

(2) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO PARA SELECCIÓN DE NIVEL DE TENSIÓN EN MT. ERNESTO RAMIREZ MONCADA JOSE ULISES SANTIAGO ESCOBAR. Asesor Ing. Maria Teresa Rueda de Torres. UNIVERSIDAD DE LOS ANDES DEPARTAMENTO DE INGENIERIA ELECTRICA Y ELECTRONICA BOGOTA, JULIO DE 2003. 2.

(3) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. AGRADECIMIENTO. Queremos manifestar nuestro. agradecimiento. a. todas. las. personas y entidades que en una u otra forma nos prestaron su valioso aporte para la elaboración de este trabajo; en especial a la ingeniero María Teresa Rueda de Torres, asesora del proyecto, por su invaluable orientación y apoyo.. 3.

(4) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO PARA SELECCIÓN DE NIVEL DE TENSIÓN EN MT. TABLA DE CONTENIDO INTRODUCCIÓN .....................................................................................................8 1. OBJETIVOS......................................................................................................9 1.1. General......................................................................................................9 1.2. Específicos ................................................................................................9 2. MARCO TEÓRICO .........................................................................................10 2.1. Infraestructura de la red...........................................................................11 2.1.1. Conductor.........................................................................................11 2.1.2. Transformador. .................................................................................12 2.1.3. Protecciones.....................................................................................13 2.1.4. Estructuras .......................................................................................15 2.1.5. Redes de distribución subterráneas. ................................................16 2.2. Criterios de planeamiento y operación ....................................................17 2.2.1. Regulación de voltaje. ......................................................................17 2.2.2. Cargabilidad .....................................................................................18 2.2.3. Confiabiliadad...................................................................................18 2.2.4. Capacidad de transporte. .................................................................18 2.2.5. Configuraciones ...............................................................................18 2.3. Tensiones normalizadas..........................................................................19 2.4. Aspectos relacionados con el cambio de media tensión .........................20 2.4.1. EN ZONA URBANA..........................................................................20 2.4.2. EN ZONA RURAL ............................................................................21 2.4.3. DISCRIMINACION DE COSTOS .....................................................21 3. ESTUDIO TECNICO ECONOMICO ...............................................................23 3.1. Conductor Económico .............................................................................23 3.1.1. Costo de inversión............................................................................23 3.1.2. Costo de pérdidas ............................................................................24 3.1.3. Cálculo del conductor económico.....................................................26 3.2. Transformador económico.......................................................................27 3.2.1. Costo de inversión............................................................................27 3.2.2. Pérdidas sin carga............................................................................28 3.2.3. Pérdidas con carga...........................................................................28 3.2.4. Cálculo del transformador económico ..............................................29 3.3. Tensión económica .................................................................................29 3.4. ESTUDIO CON RED EXISTENTE ..........................................................31 4. HERRAMIENTA COMPUTACIONAL .............................................................32 4.1. INTRODUCCIÓN.....................................................................................32 4.

(5) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 4.2. MANUAL DE AYUDA ..............................................................................32 4.2.1. CONDUCTOR ECONOMICO...........................................................33 4.2.2. TRANSFORMADOR ECONOMICO .................................................38 4.2.3. TENSION ECONOMICA ..................................................................41 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES..................................................47 5.1. Conclusiones ...........................................................................................47 5.2. Recomendaciones ...................................................................................48 APENDICE A .........................................................................................................51. 5.

(6) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO PARA SELECCIÓN DE NIVEL DE TENSIÓN EN MT. LISTADO DE TABLAS. Tabla 2-1. Clasificación redes de transporte para Colombia .................................10 Tabla 2-2 Pararrayos según nivel de tensión para Codensa S.A. ESP .................15 Tabla 2-3 Distancias mínimas verticales y horizontales en redes de 34.5 – 13.2 y 11.4 kV ...........................................................................................................17 Tabla 2-4 Valores de tensión nominales preferenciales ........................................19. 6.

(7) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO PARA SELECCIÓN DE NIVEL DE TENSIÓN EN MT. LISTADO DE FIGURAS. Figura 1 Conductor ASCR .....................................................................................12 Figura 2 a) Transformador de distribución b) Transformador de potencia .............12 Figura 4-1. Pantalla inicial......................................................................................33 Figura 4-2 Ingreso de datos conductor económico para cargas uniformemente distribuidas......................................................................................................33 Figura 4-3 Diagrama cargas uniformemente distribuidas ......................................34 Figura 4-4 Diagrama cargas por ramales ..............................................................35 Figura 4-5 Ingreso datos conductor económico cargas por ramales ....................35 Figura 4-6 Factor de pérdidas por medio de horas equivalentes ...........................36 Figura 4-7 Factor de perdidas por medio de la curva de carga .............................36 Figura 4-8 Crecimiento tipo a) Rampa, b) Sierra ...................................................37 Figura 4-9 Datos ramales, conductor económico...................................................38 Figura 4-10 Resultados conductor económico.......................................................39 Figura 4-11 Transformador económico..................................................................40 Figura 4-12 Resultados transformador económico ................................................40 Figura 4-13 Tensión económica cargas uniformemente distribuidas .....................42 Figura 4-14 Tensión económica cargas en ramales ..............................................43 Figura 4-15 Datos para el inventario......................................................................43 Figura 4-16. Datos de confiabilidad para el reconectador......................................44 Figura. 4-17. Ejemplo. de. cuatro. cargas. uniformemente. distribuidas. con. reconectador...................................................................................................44 Figura 4-18 Resultados tensión económica...........................................................45 Figura 4-19 Datos de los ramales, tensión económica ..........................................46 Figura 4-20 Ejemplo con reconectador para ramales ............................................46 7.

(8) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. INTRODUCCIÓN Debido a las exigencias por parte de la CREG para reducir pérdidas las empresas de distribución en los últimos años han venido reduciendo sus pérdidas no técnicas, en este momento una inversión en reducir las pérdidas no técnicas no genera un retorno apreciable para los inversionistas, por lo que resulta más interesante hacer una inversión para reducir pérdidas técnicas, ya que la tasa interna de retorno de estos proyectos se ajusta a las expectativas de los inversionistas. Los sistemas de distribución en Colombia operan a diferentes niveles de tensión, entre estos están 57.5 kV, 34,5 kV, 13.2 kV y 11.4 kV. En el caso de Bogotá la gran mayoría de las redes se encuentran a 11.4 kV. En cambio la tendencia mundial es normalizar los niveles de tensión para distribución en uno solo (al igual que transmisión), debido a los costos que conlleva tener una gran cantidad de elementos para cada uno de los distintos niveles además de la disminución en la confiabilidad. Además, debido a las grandes densidades de potencia localizadas dentro de las zonas urbanas, se confirma aún más la adopción de un nivel de distribución de media tensión elevado con el fin de aumentar la capacidad de transmisión de las canalizaciones que son muy costosas, porque generalmente son subterráneas. Por otro lado, es importante contar con una herramienta computacional que permita realizar los cálculos de planeamiento tales como conductor, transformador y tensión económica, de manera automática y eficiente, de tal forma que sirva como apoyo dentro del proceso educativo de un ingeniero eléctrico en el área de potencia eléctrica.. 8.

(9) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. 1. OBJETIVOS. 1.1.. General Desarrollar una herramienta educativa como apoyo para el curso de taller de potencia eléctrica. Análisis técnico-económico para selección de nivel de tensión en redes de distribución primaria.. 1.2.. Específicos. La herramienta computacional debe presentar los resultados de forma gráfica para tener una interpretación de los mismos de una manera más natural, los resultados que se deben obtener luego de emplear la herramienta son los siguientes: • • • • • • • •. Curva de duración de carga Factor de carga Factor de distribución de perdidas Cargas uniformemente distribuidas Cargas no uniformemente distribuidas (o cargas en ramales) Conductor económico Transformador económico Selección de tensión optima, entre 11.4 kV y 34.5 kV.. 9.

(10) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. 2. MARCO TEÓRICO El esquema de transporte de energía se compone de tres partes principales: centrales generadoras, líneas de transmisión y redes de distribución. En algunos casos se tiene un paso intermedio entre los sistemas de transmisión y las redes de distribución, que es conocido como el sistema de subtransmisión. La CREG en la resolución 082 del 2002 hace una clasificación de los sistemas de transporte según el nivel de tensión al cual operan; esta clasificación se puede ver en la Tabla 2-1.. Tabla 2-1. Clasificación redes de transporte para Colombia NIVEL IV III II I. Tensión de las redes >220 kV y <57.5 kV >57.5 kV y < 30 kV >30 kV y < 1kV >1 kV. De igual forma las redes de transporte de electricidad son catalogadas por dicha resolución de la siguiente forma: “Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a los niveles de tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio en uno o varios Mercados de Comercialización. Sistema de Transmisión Regional (STR). Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los activos de conexión al STN y el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el Nivel de Tensión 4 y que están conectados eléctricamente entre sí a este Nivel de Tensión, o que han sido definidos como tales por la Comisión. Un STR puede pertenecer a uno o más Operadores de Red. Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV.” [7] En términos generales hay dos tipos fundamentales de sistemas de distribución: radial y anillo. El sistema radial tiene una sola trayectoria simple para el flujo de 10.

(11) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 potencia a la carga; un sistema en anillo tiene más de una trayectoria simple para el flujo de potencia a la carga [8]. Los sistemas de distribución pueden ser aéreos o subterráneos, en Bogotá por ejemplo en el centro de la ciudad se encuentran sistemas subterráneos, mientras que en el resto de los sectores de la ciudad se hallan sistemas distribución aéreos. Los circuitos primarios son aquellos que recorren cada uno de los sectores urbanos y rurales suministrando potencia a los transformadores de distribución. Mientras que los circuitos secundarios son los encargados de distribuir la energía a los usuarios con voltajes como 120/208 – 120/240 y en general voltajes hasta 600 V. 2.1.. Infraestructura de la red. En las redes de distribución aéreas el conductor, que usualmente es desnudo, va soportado a través de aisladores instalados en crucetas, las cuales están en postes de madera o de concreto en sistemas urbanos. Las principales partes de un sistema de distribución aéreo son: postes, conductores, crucetas, aisladores, herrajes, transformadores y protecciones. 2.1.1. Conductor. Es el cable, que tiene la función primordial de conducir corriente eléctrica. Son de materiales como el aluminio, el cobre, y algunos tipos de aleaciones. Para seleccionar un tipo de conductor se deben considerar los siguientes factores [4]: • • • •. Capacidad de carga del conductor Pérdidas de potencia Nivel de aislamiento Distancia entre conductores. En sistemas primarios son utilizados el aluminio y el ASCR desnudos en calibres 4/0, 2/0, 1/0 y 2 AWG. Para circuitos secundarios en cables desnudos o aislados y en los mismos calibres que para los circuitos primarios.. 11.

(12) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 Figura 1 Conductor ASCR. 2.1.2. Transformador. El transformador es el equipo eléctrico que convierte la potencia alterna de un nivel de voltaje en potencia alterna de la misma frecuencia pero en otro nivel de voltaje.. Figura 2 a) Transformador de distribución b) Transformador de potencia. “En un sistema de potencia, se genera potencia eléctrica a voltajes de 12 a 25 kV. Los transformadores elevan el voltaje hasta niveles comprendidos entre 110 kV y cerca de 1000 kV para transmisión a grandes distancias con pocas pérdidas y, nuevamente, los transformadores bajan el voltaje a entre 12 y 34.5 kV para distribución local, y para permitir que la potencia eléctrica sea utilizada con seguridad en los hogares, oficinas y fabricas a voltajes tan bajos como 120 V. Los transformadores de potencia reciben una gran variedad de nombres, dependiendo de su utilización en los sistemas de potencia. 12.

(13) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 Un transformador conectado a la salida de un generador utilizado para elevar el voltaje hasta niveles de transmisión (110 kV y mayores) a veces se denomina transformador de unidad. El transformador situado en el otro extremo de la línea de transmisión que reduce el voltaje de los niveles de transmisión a los niveles de distribución se denomina transformador de subestación. Por último, el transformador que reduce el voltaje final es llamado transformador de distribución.” [9] 2.1.3. Protecciones Los dispositivos de protección de redes tienen por finalidad registrar de forma selectiva las averías y separar las partes de la red defectuosas. Además, sirven para limitar las sobre intensidades y los efectos de los arcos. 2.1.3.1.. Protecciones para sobrecorriente. Una sobrecorriente es cualquier valor de corriente, sobre la corriente nominal del equipo, o sobre la capacidad de corriente de un conductor. La sobrecorriente puede ser causada por una sobre carga, un cortocircuito o una falla a tierra [10]. Interruptor. Es un dispositivo mecánico de conexión y desconexión eléctrica, capaz de establecer, soportar e interrumpir la corriente en las condiciones normales de funcionamiento del circuito donde va asociado. Las condiciones exigidas a un buen interruptor deberán ser inicialmente las siguientes: •. Que las superficies de las piezas que realizan el contacto eléctrico, sean suficientes para dejar paso a la intensidad nominal prevista en el circuito donde ha de ser colocado, sin provocar excesivas elevaciones de temperatura.. •. Que el arco de ruptura, que sin duda se formará cuando abramos el circuito, se extinga lo más rápidamente posible, de manera que no forme arco permanente, ya que de lo contrario se destruirían rápidamente los contactos.. Réles de sobrecorriente. El réle de sobrecorriente es el tipo de réle de protección más simple y como su nombre lo indica, está diseñado para operar cuando fluye por una parte del sistema una corriente superior a un valor predeterminado.. 13.

(14) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 Fusibles. El fusible es un dispositivo de interrupción de sobrecorriente en caso de sobre más elemental y de mayor uso en los sistemas de distribución de potencia eléctrica. Los fusibles deben cumplir algunas funciones primarias: •. Deben ser sensibles a condiciones de sobrecorriente en el circuito que están protegiendo. La sobre corriente aumenta la temperatura del elemento causando su fusión en una parte (baja sobrecorriente) o en varias partes (alta sobrecorriente). • Interrumpir la sobrecorriente y resistiendo el voltaje de reposición durante y siguiente a la interrupción. • Capacidad de coordinación con otros dispositivos de protección. Reconectadotes. Son dispositivos de protección capaces de detectar condiciones de sobrecarga e interrumpir el flujo de corriente prefijada, recierra automáticamente y energiza de nuevo la línea. Si la falla es permanente el reconectador después de una secuencia de apertura y recierre queda abierto. Seccionalizadores [2]. Son dispositivos de protección que aíslan automáticamente secciones de línea de un sistema de distribución. Este dispositivo está diseñado para operar junto con un reconectador automático o un interruptor 2.1.3.2.. Protecciones para sobrevoltaje.. Un sobrevoltaje es cualquier valor de voltaje, que se encuentra por encima de los rangos de voltajes aceptados para un equipo. Los sistemas de distribución deben ser protegidos contra sobrevoltajes debidos a descargas atmosféricas u operaciones de maniobra de interruptores. Pararrayos. Existen tres tipos de pararrayos: tipo distribución, tipo intermedio y tipo estación. Su principal diferencia radica en la capacidad de absorber energía. En los sistemas de distribución el voltaje nominal de los pararrayos se basa en el máximo voltaje línea a tierra que el pararrayo pueda ver.. 14.

(15) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 La norma IEEE – ANSI C62.22.1992 establece que para una buena selección del pararrayo se requiere conocer del sistema: • •. Máximo voltaje de operación. La magnitud y duración de los sobrevoltajes durante las condiciones anormales de operación o condiciones de falla.. En la Tabla 2-1 se presenta el valor nominal del pararrayos para Codensa S.A. ESP.. Tabla 2-1 Pararrayos según nivel de tensión para Codensa S.A. ESP Voltaje del Sistema. Valor Nominal. 11.4 kV 13.2 kV 34.5 kV. 10 12 17. Las principales funciones del pararrayo son: • •. Limitar la magnitud de sobre voltaje entrando al cable. Proteger el equipo de línea del poste contra cualquier daño que pudiera ser causado por reflexiones de voltaje ocurridas dentro del cable.. 2.1.4. Estructuras 2.1.4.1. Postes. 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 usados para sistemas urbanos postes de concreto de 14, 12 y 10 metros con resistencia de rotura de 1050, 750 y 510 Kgr, respectivamente. 2.1.4.2. Crucetas. Se usan crucetas de madera inmunizada con diagonales en varilla o de ángulo de hierro (pié de amigo).. 15.

(16) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 2.1.4.3. Aisladores. El objetivo primordial del aislador es no dejar pasar la corriente del conductor al soporte. En el sistema de distribución se utilizan dos tipos principales de aisladores tipo pin o de suspensión. Los aisladores tipo pin son aquellos que están provistos de medios para ser montados rígidamente sobre un pin separable; mientras que un aislador de suspensión es aquel que está provisto de partes metálicas, las cuales tienen medios para soportar conductores eléctricos en forma rígida. [12] 2.1.4.4. Herrajes. Son las grapas y varillas de anclaje, son de acero galvanizado. [3] 2.1.4.5. Distancias de seguridad. Son las distancias por medio de las cuales no existe riesgo de que ocurran fallas debido a cortocircuitos por contacto con algún objeto extraño a la red, o con alguna otra fase. Distancias Mínimas Verticales y Horizontales. Son las distancias a las cuales se deben construir las redes para evitar descargas entre fases, entre fases y estructuras. La norma internacional NESC 1984 es la que regula estas distancias, las cuales se pueden observar en la Tabla 2-1. 2.1.5. Redes de distribución subterráneas. Son empleadas en zonas donde por razones de urbanismo, congestión o condiciones de mantenimiento no es aconsejable el sistema aéreo. [3] 2.1.5.1. Ductos. Los ductos pueden ser de asbesto cemento, de PVC o coduit metálicos con diámetro mínimo de 4’’. [3] 2.1.5.2. Conductores. Los conductores pueden ser monopolares o tripulares aislado en polietileno de cadena cruzada XLPE, de polietileno reticulado EPR, de caucho sintético y de papel impregnado en aceite APLA o aislamiento seco elastomérico en calibres de 500 – 400 -250 MCM, 4/0 y 2/0 AWG. [3] 2.1.5.3. Cámaras. Las cámaras son de varios tipos, siendo la más común la de inspección y la de empalme que sirve para hacer conexiones, pruebas y reparaciones. Deben poder alojar dos operarios para 16.

(17) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 realizar los trabajos. Allí llegan uno o más circuitos y pueden contener equipos de maniobra.. Tabla 2-1 Distancias mínimas verticales y horizontales en redes de 34.5 – 13.2 y 11.4 kV Descripción HORIZONTAL A paredes y voladizos A ventanas A balcones y sitios accesibles a personas A chimeneas, avisos, antenas de radio, t.v. y tanques VERTICAL Encima o Debajo de techos o voladizos no accesibles Encima o Debajo de balcones y techos accesibles a personas Encima o Debajo de chimeneas, avisos, tanques, antenas de radio y t.v. Sobre parqueaderos. 2.2.. 11,4 kV 13,2 kV m. 34,5 kV. a b. 1,5 1,5. 1,5 1,8. c. 1,5. 1,8. d. 1,5. 1,8. e. 3. 3. f. 4,6. 4,6. g h. 2,5 6. 2,5 6. Identificación. m. Criterios de planeamiento y operación. 2.2.1. Regulación de voltaje. La regulación de voltaje consiste en mantener el voltaje dentro de unos límites permisibles. Es el porcentaje de caída de voltaje de una línea con respecto al lugar de envío y al de recibo. En la Ecuación 1 se puede apreciar mas claramente este idea. [13] VR =. VS − VR * 100% VS. Ecuación 1. Bajo condiciones normales del sistema se recomienda que la tensión en los terminales de suministro no difiera de la tensión nominal en +5% y – 10%. 17.

(18) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. 2.2.2. Cargabilidad “Una medida que determina el grado en que el desempeño de los elementos del sistema permite que la potencia eléctrica sea entregada a los consumidores dentro de las normas aceptadas y en las cantidades deseadas”. [17] 2.2.3. Confiabiliadad La definición de confiabilidad en un sistema dinámico involucra los conceptos de adecuación y seguridad. •. Adecuación: Definida como “La habilidad de un sistema para operar de acuerdo con los requerimientos, en todo momento”. En el caso de los Sistemas de Potencia, la adecuación implica que existen suficientes recursos disponibles de generación y transmisión para satisfacer las necesidades proyectadas y las reservas para contingencias (Confiabilidad Estática).. •. Seguridad: Definida como “La habilidad de un sistema para soportar perturbaciones súbitas”. La seguridad implica que el sistema como tal permanecerá intacto inclusive después de salidas o fallas ocurridas en los equipos (Confiabilidad Dinámica).. 2.2.4. Capacidad de transporte. Es la cantidad de potencia eléctrica que puede llevar una línea teniendo como limitante una regulación dada. 2.2.5. Configuraciones El sistema de distribución primaria consiste en circuitos llamados, usualmente, alimentadores primarios o simplemente primarios. La forma más general de los primarios es un alimentador troncal predominantemente trifásico, del cual se desprenden ramales trifásicos o monofásicos. Existen dos principales tipos de configuraciones usadas en los sistemas de distribución primaria: configuración radial, configuración vertebrada, configuración en anillo, configuración en malla alimentador directo.. 18.

(19) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 2.3.. Tensiones normalizadas. “En la práctica en el mundo se encuentra un gran número de tensiones de distribución e incluso en un mismo país es frecuente encontrar varias tensiones. Más aún cuando se trata de países industrializados desde hace mucho tiempo y que han conservado redes operadas al principio por un número más o menos grande de compañías. Por ejemplo en Francia se podía encontrar 25 valores distintos de media tensión, entre los 2 kV y los 25 kV” [1] “Naturalmente, esas multiples tensiones vecinas en un son sobreabundantes para las necesidades de los distribuidores y no corresponden a una posibilidad de selección optima. Además de que, a excepción de los transformadores, los constructores ya no fabrican ya los materiales especialmente adaptados a cada uno de estas tensiones y, por lo tanto, es necesario utilizar un mismo tipo de material para tensiones diferentes. Los inconvenientes de esta diversidad de tensiones en un solo país, son bien conocidos. Crean problemas de operación, tales como proximidad entre redes diferentes, almacenamiento de materiales y suministro. Para los fabricantes, esa diversidad lleva a una multiplicación de los modelos, sobre todo para transformadores. De todo esto surge una tendencia general a la normalización de las tensiones. En Europa, se encuentran generalmente tres niveles de tensión de distribución: • El 10 ó 11 kV, generalmente mas usado en medio urbano. • El 20 o 22 kV, conveniente tanto en medio urbano como rural • El 33 o 35 kV, particularmente adaptado al medio rural aéreo. Está excluido en las redes subterráneas, salvo en casos excepcionales. No sería razonable elegir dentro de una gama, que abarca, para la media tensión desde 1 kV hasta 45 kV. Por lo tanto, el IEC ha tenido que normalizar una gama de tensiones con el fin de reagrupar las tensiones y los mercados alrededor de los valores que resultan de un compromiso entre lo que existe en el mundo y lo que se va a desarrollar. Así, el IEC en su publicación No. 38, indica los valores de tensión nominales preferenciales dados en la Tabla 2-1.” [1]. Tabla 2-1 Valores de tensión nominales preferenciales REDES TRIFASICAS SIN NEUTRO 11 kV, ó, 10 kV 22 kV, ó, 35 kV. REDES TRIFASICAS CON NEUTRO 12.5 kV, ó, 13.2 kV 34.5 kV 19.

(20) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. 2.4.. Aspectos relacionados con el cambio de media tensión. “Dado que la tensión óptima del alimentador varia con la raíz cuadrada de la potencia a transmitir lo que equivale a decir, por ejemplo, que esta tensión debería duplicarse sensiblemente cada 20 años para un crecimiento medio del orden de 7 % por año y cada 10 años para un crecimiento fuerte del orden 15% anual. Pero un cambio de nivel de tensión es una operación que tropieza con limitaciones económicas extremadamente fuertes. La inercia técnica de las redes es sensible sobre muchos decenios. Así, por ejemplo, la decisión de normalizar el nivel de tensión de 20 kV en Francia se tomo en 1961, pero en 1978, solamente el 43% de las redes aéreas funcionaban a 20kv contra 49% en 15kV (y 8% a una tensión inferior a 15 kV), aunque el paso de 15 a 20kv aumente la posibilidad de transmisión de cargas en una relación 1.4 a 1.8, según la naturaleza de la redistribución (intensidad límite o caída de tensión). La evolución de las redes urbanas existentes hacia una tensión normalizada de 20kv es un problema, aun mas delicado que en red rural. Desde la normalización a 20 kv, todos los cables de MT colocados son de 20 kV en tecnología aunque son operados a tensiones de 5, 10 o 15 KV. Diecisiete años después de esta decisión, un tercio solamente de las redes MT urbanas subterráneas funcionaban efectivamente a 20kV (contra 43% en 15kV y 24% a 5 ó 10 KV). La generalización de la tensión de 20kV no se alcanzo si no hasta 1990, para las redes urbanas subterráneas (sobre todo de 15kV(, que solo una decisión especifica permita normalizar, si la rentabilidad de la operación puede ser demostrada, tomando en cuenta el conjunto de problemas de gestión de materiales a nivel distribuidor. Entonces, más todavía que en el medio rural, se ve el peso considerable de los antiguos errores sobre el desarrollo de la red durante mucho más tiempo. La política de cambio de la media tensión dependerá pues, del grado de implantación de las tensiones existentes y del nivel de estas.. 2.4.1. EN ZONA URBANA Si una sola tensión está ya suficientemente desarrollada y es bastante elevada, 13.2 kV por ejemplo, parece difícil justificar un cambio. Si la tasa media de desarrollo previsible a medio o largo plazo es suficiente, el paso a 34.5 kV puede prepararse progresivamente mediante la instalación sistemática de todos los materiales nuevos (cables, células, etc.). Con la técnica de 34.5kV operados a 13.2 kV. El paso a 34.5 kV será, entonces, extendido a un periodo mas largo.. 20.

(21) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 Si una sola tensión ya esta desarrollada y es bastante débil, 5 a 10kV por ejemplo, un cambio progresivo es mas fácil de justificar. En este caso, hay que mantener la red existente en su estado y descargar el excedente de carga que no puede transmitir hacia una nueva red, de 13.2 kV ó 34.5 kV por ejemplo, desarrollara progresivamente en superposición. Si ya existen varias tensiones, hay que pensar en una evolución progresiva hacia un solo nivel, que será el mas elevado entre los niveles existentes, si es preponderante y bastante elevado, o una evolución progresiva hacia un solo nuevo nivel en el caso contrario. Hay que insistir en la progresión muy lenta de estos cambios, que se debe al hecho de que hay que seguir sacando mejor partido posible de las líneas existentes, y salvo en caso de ser demasiado viejas u obsoletas, su abandono prematuro obviamente conlleva a gastos injustificados.. 2.4.2. EN ZONA RURAL La idea es la misma pero las adaptaciones a una nueva tensión son a menudo mas fáciles y menos costosas, lo que puede justificar una evolución menos lenta que en zona urbana, hacia una nueva tensión que habrá que elegir bastante elevada, 34.5kv.. 2.4.3. DISCRIMINACION DE COSTOS •. •. • •. Red de media tensión: Costo de conductor herrajes, transporte, mano de obra y el costo de pérdidas con base en un análisis económico de conductor con un crecimiento de carga dado. Se considera un interruptor por circuito con fusibles para los ramales o las potencias del alimentador principal que se tengan. Transformadores: Se considera el costo del transformador y de sus protecciones tales como cortacircuitos y pararrayos y su capacidad en kVA. Se involucra el costo del cable de derivación del aéreo hasta el transformador. Se asume que los transformadores mayores de 225 kVA están en subestaciones interiores y no en postes. Equipo de subestación: Se considera el costo de las celdas y el costo del transformador de AT/MT, el cual se distribuye proporcionalmente al número de circuitos al nivel de voltaje posibles de derivar de CN/FA. Operación y mantenimiento: este costo varia en las diferentes empresas, pero se supone un 1% del costo anual de inversión.. 21.

(22) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 Además de la evaluación económica, es necesario hacer un análisis de confiabilidad, dado que el objetivo es entregar al usuario un servicio continuo, seguro y de calidad disponiendo de un sistema económico y confiable. La potencia máxima que puede transmitir una línea de media tensión esta limitada por las siguientes condiciones: La caída de tensión límite admitida: tomando en cuenta las posibilidades de regulación de la tensión, entre el juego de barras de MT de la subestación principal y un punto cualquiera de la red de MT. Es la condición obligatoria en las redes rurales, donde las distancias son casi siempre importantes y las pérdidas relativamente poco elevadas. En este caso, la potencia máxima transmitida por una línea aérea será conservando todos los demás factores iguales, proporcional al cuadrado de la tensión de la red. Así podrá hacerse circular potencias hasta cuatro veces más elevadas a 20 kV que a 10 kV. La intensidad corriente límite: es la condición obligatoria esencial sobre las redes urbanas cuando las distancias son débiles, lo que conlleva a caídas de tensión poco importantes, y cuando las densidades de carga no son muy elevadas, lo que limita las pérdidas. En estos casos, la potencia disponible en un conductor, siendo todos los demás factores iguales y principalmente la sección, es directamente proporcional a la tensión de la red. Las pérdidas de Joule: evaluadas en energía anual, no pueden exceder un nivel que caracterice un mínimo- de gasto total “costo de las líneas mas costo de las pérdidas”. El nivel optimo de las perdidas es, por definición, la condición de mayores restricciones en los casos en que los limites arriba mencionados no han sido encontrado antes de que el refuerzo de la red sea justificado por la ganancia obtenida con relación a las perdidas.” [1]. 22.

(23) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. 3. ESTUDIO TECNICO ECONOMICO Para determinar la tensión óptima a la cual se debe operar un circuito de distribución primaria, se deben recorrer antes unos pasos con el fin de evaluar el circuito que para dada la carga es el de mejor funcionamiento con relación a eficiencia económica en cada uno de los niveles de tensión que se van a estudiar Entonces, se debe hacer un estudio de conductor económico dada la carga del alimentador, y otro de transformador económico dada la carga de cada uno de los transformadores de distribución en los dos niveles de tensión.. 3.1. Conductor Económico A la hora de dimensionar un circuito de manera que se optimice su costo, se deben tener en cuenta varios factores, tales como, el costo de la inversión inicial, el costo total de pérdidas, el costo de operación y mantenimiento de la red que se instale finalmente. Cada uno de estos factores va a incidir de manera drástica sobre la decisión del conductor que se va a utilizar y por lo tanto, las estructuras que se instalaran para el tendido del circuito.. 3.1.1. Costo de inversión El costo de la inversión esta dado por el valor comercial que tiene el conductor en sí, y las estructuras que son utilizadas para instalar dicho conductor, estos valores están dados por la Comisión Reguladora de Energía y Gas (C. R. E. G.). Como se está tratando de determinar el conductor económico para cada circuito, en cada uno de los niveles de tensión que se están estudiando, se debe tener en cuenta que las estructuras y protecciones son diferentes por las distancias de seguridad que se exigen y los niveles de ruptura de los elementos que se estarían utilizando respectivamente. En [7] solamente se manejan dos tipos de conductores para determinar el costo de las unidades constructivas del circuito, por lo tanto se tiene una aproximación no muy bien ajustada a la realidad, es por esto que teniendo en cuenta estos valores, pues ellos si reflejan el valor de las estructuras, se debe hacer un ajuste con el valor que manejan los distribuidores de conductores.. 23.

(24) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. 3.1.2. Costo de pérdidas El costo de las pérdidas se da porque los conductores no son elementos ideales, y por lo tanto tienen resistencia asociada, en este estudio solamente se tiene en cuenta las pérdidas técnicas, pues aunque las pérdidas no técnicas o negras también se ven afectadas por un cambio en el nivel de tensión, la magnitud de su reducción no se pueden determinar hasta el momento de hacer el cambio. El costo de las pérdidas está dado por la siguiente relación: Cperd = I 2 ⋅ R ⋅ L ⋅ Fd ⋅ Fperd ⋅ 8760 ⋅ CME ⋅ K. Donde: I2. es el cuadrado de la corriente que circula por el conductor. R L Fd. es la resistencia relacionada a cada calibre de conductor es la longitud del circuito es el factor de distribución que está dado según. Fperd. la topología del circuito es el factor dado por la curva de carga del circuito, ya. CME. que el circuito no esta a plena carga todo el tiempo es el costo monomio de energia. K. es la costante dada por el tipo de crecimiento de la carga. Para cada uno de los conductores, entonces, se va a tener unas pérdidas relacionadas con la misma carga pues la resistencia varia inversamente con el calibre del conductor. Al hacer el cálculo del factor de distribución, se debe tener en cuenta la topología del circuito, donde la forma general esta dada por la siguiente ecuación: fdp =. 2n 2 + 3n + 1 6(n + CAEn). 2. n. +. ∑ j=1. CAEj(2j + CAEj) n(n + CAEn) 2. j. CAEj =. ∑ CAEi i =1. Donde: n CAEi. es el número total de cargas en el ramal es la diferencia de carga entre la carga i-esima y la menor de las cargas.. 24.

(25) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. Se puede notar que para el caso especial en el que las cargas sean uniformemente distribuidas, se tiene que CAEi se iguala a cero, de tal forma que se llega a la expresión: fdp =. 1 1 1 + + 3 2n 6n 2. Este factor corresponde a la concentración de carga de media tensión para tener un circuito con un generador (transformador de potencia), una línea y una sola carga. El factor de pérdidas por su parte es la relación entre las pérdidas pico y las pérdidas promedio [1], este factor se debe tener en cuenta por que no se está trabajando con una curva de carga plana para el circuito sino con una curva de carga real, y por lo tanto las pérdidas varían con la carga. Este factor refleja esa variación a través del tiempo, la relación que define el factor de pérdidas es la siguiente: 1 Fperd = T. T. ∫. 0. I (t )  I  max. 2.   dt  . Donde T I (t ) I max. es el periodo del ciclo de carga es la carga en función del tiempo es la carga pico, en un sistema p. u. es 1. Un alimentador por lo general tiene crecimiento tipo sierra, en este estudio manejamos dos tipos de crecimiento, uno es el tipo sierra y el otro el tipo rampa, para determinar la constante según el tipo de crecimiento, se tiene que determinar primero cual de los dos tipos de crecimiento es el que aplica al circuito en cuestión, luego de esto se procede a utilizar una de las siguientes formulaciones, según sea el caso, tal como lo explica [1]: Para el tipo rampa (Figura 4-1): a   −1 C m − C n +1 b +a K =n  ln(C ) a ln  b. (. 25. ).

(26) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 Donde: a = (1 + r ) 2n b = (1 + t ) n C=. 1 1+ t. es la tasa de crecimiento anual de la demanda es la tasa de descuento de la empresa. r t. Para el tipo sierra (Figura 4-1):. K=. (. ). (. ). (. 1 1 1 X n −1 + X 2n − X n +1 + 2 X 3n − X 2n +1 ln (X ) a ln( X ) a ln (X ). ). Donde: X =. (1 + r ) 2 1+ t. a = (1 + r ) 2 n. De esta forma se definen todas las variables que son utilizadas en el modelo para hallar las pérdidas en los conductores de un circuito de media tensión. Todo esta teoría se aplica tanto a circuitos sin ramales como a circuitos con ramales, en el caso de un circuito con ramales, se trata cada uno de los ramales por separado, como un circuito independiente, se le halla el conductor económico, y luego se concentra la carga de cada ramal en el nodo donde se separa el ramal del alimentador, de esta forma se tiene de nuevo un circuito sin ramales y se aplica de nuevo el método.. 3.1.3. Cálculo del conductor económico El cálculo del conductor económico envuelve tres partes primordiales, el costo de la inversión inicial, el costo de operación y mantenimiento y el costo de las pérdidas a través del horizonte de planeamiento. El costo de la inversión inicial, como su nombre lo indica, solo se hace efectivo al principio del proyecto, es el costo más elevado por tres y por lo tanto el que más influencia a la hora de seleccionar un conductor para una carga determinada.. 26.

(27) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 El costo de operación y mantenimiento es la cantidad de dinero que debe reservar la empresa con el fin de reparar los daños que se presenten durante el periodo del proyecto y adicionalmente en este rubro se tiene en cuenta la operación del sistema en si, esto incluye maniobras sobre la red y estudios que se tengan que hacer posteriormente para el acondicionamiento del circuito a nuevas circunstancias de operación. Según la regulación vigente [7], el valor de este costo es un porcentaje de la inversión inicial y se mantiene constante a través del tiempo de duración del proyecto. El costo de pérdidas se calcula según lo expuesto anteriormente, de tal forma que para cada año se tiene un costo de pérdidas según la carga de ese año. El costo de pérdidas no es constante a través del tiempo ya que se debe tener en cuenta el efecto del crecimiento de la demanda. De esta forma al tener año por año, los costos, se tiene que el costo para el año iesimo de operación dentro del horizonte de planeamiento es el siguiente: Ci = Cinvδ 0,i + COM + C perd _ i. Donde: δ. es la función delta de Kronecker, la cual esta definida como: 1 si i = j δ i, j =  0 si i ≠ j. De esta forma se va a obtener un flujo de caja completo para el horizonte de planeamiento, el cual se resuelve por medio del cálculo del valor presente neto (VPN).. 3.2. Transformador económico Cada una de las cargas que están conectadas al circuito de distribución son las que determinan el tamaño del transformador que se debe colocar para pasar del nivel de distribución primaria al nivel de distribución secundaria.. 3.2.1. Costo de inversión Si se tiene una gran cantidad de cargas, como suele suceder en la ciudad por la alta densidad de carga, el parque de transformadores de distribución es la parte de más valor de la red de distribución.. 27.

(28) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 El costo de inversión de los transformadores, al igual que el de los conductores y estructuras, únicamente se ve reflejado en el año 0 del proyecto. Este valor es proporcional a la potencia nominal de cada uno de los transformadores, de esta forma entre mayor sea la potencia nominal, mayor será el valor del transformador. Para trabajar en el nivel II y nivel III de tensión, se trabaja con transformadores de la serie 15kV y 30kV. Para este estudio se utilizaron los costos de los transformadores que actualmente se están instalando en Bogotá, transformadores autoprotegidos.. 3.2.2. Pérdidas sin carga Estas pérdidas también son llamadas pérdidas en el hierro del transformador, y corresponden a las pérdidas por histéresis y pérdidas por corrientes de Foucalt. Estás pérdidas son constantes, es decir, no dependen de la carga a la que sea sometido el transformador, y son proporcionales a la potencia nominal del transformador. Las pérdidas en el hierro son dadas por la norma técnica colombiana [14].. 3.2.3. Pérdidas con carga Las pérdidas con carga o pérdidas en el cobre son las correspondientes a las que el transformador absorbe. Si se varía la corriente que fluye por los terminales del transformador, las pérdidas en el cobre van cambiar con el cuadrado de la variación de la corriente [15]. El valor de las pérdidas de cobre a plena carga está dado por la norma técnica colombiana [14] al igual que las del hierro, estas son halladas de las pruebas de corto circuito que se le hacen a los transformadores en la etapa de fabricación, y a partir de estas se pueden calcular las pérdidas a cualquier nivel de carga con la siguiente relación: 2.  P  Perdcc =   ⋅ Perd MAX ⋅ Fperd ⋅ K  Pnom . Donde: P Pnom Perd MAX Fperd. es la potencia que está llegando al transformador es la potencia nominal del transformador es el valor de las pérdidas nominales según NTC es el factor de perdidas 28.

(29) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 K. es el factor dado por el tipo de crecimiento de la carga. 3.2.4. Cálculo del transformador económico Al igual que el cálculo del conductor económico, el cálculo del transformador económico esta determinado por tres partes fundamentales, el costo de la inversión inicial, el costo de operación y mantenimiento y el costo de las pérdidas, tanto con carga como sin carga. El costo de operación y mantenimiento esta definido por la inversión que tenga que hacer la empresa para mantener su parque de transformación dentro de los limites que requiere la regulación y la eficiencia de los mismos, por ejemplo, a los transformadores se les debe hacer cambio de aceite para evitar que se fundan por un sobrecalentamiento o una disrupción eléctrica, así como también se deben hacer maniobras sobre ellos cuando se requiere cambiar protecciones o reconfigurar la red de baja tensión. Después de obtener el costo de las pérdidas totales (pérdidas con carga y pérdidas sin carga), se va a tener un flujo de caja que al resolverlo nos va a arrojar como resultado cual es el transformador óptimo para cierto nivel de carga. Hay que tener en cuenta que si se tiene un circuito con carga uniformemente distribuida, el transformador económico va a ser el mismo para todas las cargas del circuito, pues este solo depende de la carga vista por el transformador y no por las distancias.. 3.3. Tensión económica El cálculo de la tensión a la cual se debe operar un circuito de media tensión para que sea lo más eficiente desde el punto de vista económico, es el fin del presente estudio. Las partes que son de mayor interés, las que afectan mayormente un estudio como éste al tratar de encontrar el nivel de tensión económico para una red de distribución, son la inversión inicial, los costos de mantenimiento y operación del circuito, las pérdidas técnicas en la red y el nivel de confiabilidad que presente el circuito. La inversión inicial en los equipos que se vayan a utilizar en cada uno de los niveles de tensión, pues entre mayor sea el nivel de tensión se requieren equipos más costosos, por ejemplo los transformadores serie 30kV son más costosos que los serie 15kV de la misma potencia. 29.

(30) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. Los costos de operación y mantenimiento son todos los costos asociados al negocio de la distribución, es decir, la planeación, las maniobras sobre el circuito, la aclaración de las fallas que se presenten y el mantenimiento tanto preventivo como correctivo que se tenga que hacer sobre el circuito. Las pérdidas es el factor que tiene una mayor influencia a la hora de tomar la decisión de distribuir a un nivel de tensión superior al que se esta haciendo en un momento dado, como la demanda de energía se debe mantener constante, pues este cambio ha de ser transparente para el usuario final, la potencia se mantiene constante; al mantenerse constante la potencia, y elevar el nivel de tensión, la corriente que se trasporta en los conductores del circuito primario debe disminuir drásticamente para que se conserve la relación de potencia: P = V I cos(ϕ ). Como la corriente disminuye, las pérdidas disminuyen con el cuadrado de la misma por la relación de pérdidas en cada conductor: Perd = I R 2. Si se obtiene una ganancia apreciable al reducir las pérdidas, empieza a ser llamativo invertir en equipos más costosos para distribuir a un nivel de tensión superior. El último factor que se tiene en cuenta en este estudio para evaluar un posible cambio de tensión son los parámetros de confiabilidad del circuito, económicamente, estos parámetros se ven reflejados en la energía que deja de suministrar la empresa distribuidora cuando el circuito sale de funcionamiento. Este parámetro le da sensibilidad al modelo, pues con un pequeño cambio en el número o la duración de las fallas, puede cambiar totalmente el estudio. Ya que al tener un circuito de un voltaje más elevado se va poder atender una carga mayor, entonces si este tiene una falla, la energía que se va a dejar de suministrar va a ser mayor y por lo tanto las pérdidas para la empresa serán mayores. Los primeros tres factores, se desarrollan de manera similar a la forma en que se desarrollan para el conductor y el transformador económico, con un cambio que puede marcar la diferencia cuando una empresa piensa en hacer un cambio de nivel de tensión en la red de distribución primaria. Se debe tener en cuenta que la empresa puede tener equipos en el nivel de tensión más bajo con los cuales está operando. Lo cual se atacará directamente sobre el modelo económico.. 30.

(31) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. 3.4. ESTUDIO CON RED EXISTENTE El modelo de conductor y transformador económico está elaborado para la instalación de una red nueva, por el contrario, cuando se habla de un cambio de nivel de tensión se debe tener en cuenta que la mayor parte de los circuitos que están susceptibles de cambio están operando en el nivel II de tensión, y hacer un cambio al nivel III implica un cambio total de la infraestructura. Desconocer el valor de la infraestructura instalada es un error que puede llevar a una decisión incorrecta sobre un cambio en el voltaje de operación. Es por esto que se debe utilizar algún modelo que permita reconocer dicho valor dentro del estudio económico. Con este fin se propuso la valoración de la red existe por medio de dos modelos de depreciación para incluir este costo oculto dentro del flujo de caja. Los dos modelos propuestos son el de depreciación lineal y depreciación decreciente [16]. El fin del periodo de depreciación lo da el horizonte de planeamiento, el cual es fijado por la regulación vigente [7] en el tiempo de vida de los elementos del sistema.. 31.

(32) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. 4. HERRAMIENTA COMPUTACIONAL. 4.1.. INTRODUCCIÓN. Se desarrollo un programa en el lenguaje de programación Microsoft Visual Basic para Office que funciona sobre la plataforma de Excel, el software está en capacidad de elaborar por separado el estudio de conductor y transformador económico, adicionalmente al ejercicio del cálculo del nivel de tensión económico. Estos tienen como entradas los datos necesarios para realizar el estudio, es decir, tasas de descuento para el modelo económico, tasas de crecimiento de la demanda, curva de carga del circuito en estudio, características físicas del circuito en diseño como longitud y localización de la carga, parámetros de confiabilidad. El software realiza el estudio tanto para circuitos con ramales como sin ramales, con la carga distribuida o no uniformemente a través del trazado del circuito. Cada una de las herramientas (conductor, transformador y tensión económica) da como resultado un grupo de curvas que caracterizan y dan un acercamiento al problema mucho más intuitivo, en la sección 4.2 se presenta una ayuda básica para los usuarios y en el APENDICE A se presenta el programa desarrollado. 4.2.. MANUAL DE AYUDA. Se abre Microsoft Excel antes de ejecutar el programa se deben tener habilitadas las macros, de lo contrario, se deben habilitar, así en el menú herramientas en macro se busca seguridad y se da clic, luego se selecciona en nivel medio (recomendado ya que en este nivel se puede seleccionar que macros se desean ejecutar). Después de haber configurado el nivel de seguridad se procede a abrir el programa y aparecerá la pantalla de la. 32.

(33) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 Figura 4-1.. 33.

(34) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. Figura 4-1. Pantalla inicial. En la pantalla inicial se encuentra el acceso a los distintos programas que se pueden ejecutar desde esta aplicación; como lo son conductor económico, transformador económico y por último tensión económica.. 4.2.1. CONDUCTOR ECONOMICO Al dar clic sobre conductor económico aparecerá la pantalla de la Figura 4-1; en este cuadro se puede determinar que tipo de conductor económico se desea obtener: uniformemente distribuidos (Figura 4-1) o por ramales (Figura 4-2) de acuerdo a la “pestaña” o página del multipage.. Figura 4-1 Ingreso de datos conductor económico para cargas uniformemente distribuidas. 34.

(35) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. 4.2.1.1.. Cargas uniformemente distribuidas. Paso 1: (Cargas uniformemente distribuidas); al seleccionar la “pestaña” de cargas uniformemente distribuidas aparecerá la pantalla de la Figura 4-1. Después de seleccionar esta, se procede a llenar cada uno de los datos que allí se piden.. Figura 4-1 Diagrama cargas uniformemente distribuidas. 35.

(36) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 Paso 2: (Factor de distribución de pérdidas); se puede calcular por medio de horas equivalentes o por medio de la curva de carga. Si se calcula por medio de horas equivalentes, Figura 4-4, solo es necesario conocer la magnitud de la corriente pico, la de los valles, la duración del pico y el periodo (24 horas). Al dar clic en aceptar nos pone el resultado en el cuadro blanco y además calcula el factor de carga. Y si se calcula por medio de la curva de carga, Figura 4-5, es necesario ingresar el consumo hora a hora, este también pone el resultado en el cuadro en blanco y además pone el resultado del factor de carga. En caso que el usuario conozca el factor de distribución de perdidas puede omitir estos pasos y colocar el valor en la casilla en blanco pero de esta forma el programa no calcula el factor de carga.. Figura 4-2 Diagrama cargas por ramales. Figura 4-3 Ingreso datos conductor económico cargas por ramales. 36.

(37) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 Paso 3 (tipo de crecimiento): Luego se procede a seleccionar el tipo de crecimiento de la carga, existen dos tipos de acuerdo a este modelo, el cual puede ser tipo rampa (Figura 4-1 a) o tipo sierra (Figura 4-1 b). En el tipo rampa, la carga parte de un valor inicial y llega a su máximo en n años y de ahí en adelante se mantiene constante hasta el año final del periodo de análisis, m años; mientras que en el tipo sierra se considera que durante la vida útil este llega su carga máxima y es descargado en varias ocasiones.. Figura 4-4 Factor de pérdidas por medio de horas equivalentes. Figura 4-5 Factor de perdidas por medio de la curva de carga. 37.

(38) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. Paso 4 (interpretación de resultados): En la Figura 4-1, podemos ver que en la parte inferior surgieron unas “pestañas” de color rosa y amarillo. En las “pestañas” color rosa (1) se puede apreciar la curva de carga y la curva de duración de carga, si el usuario ingreso el dato de factor de distribución de perdidas no aparecerá ninguna gráfica. Las “pestañas” de color amarillo son las de más interés, las dos primeras (2) para el caso de cargas uniformemente distribuidas, en una aparece el conductor económico para carga en potencia y en la otra para carga en corriente. 4.2.1.2.. Cargas ramales. Paso 1: (Cargas en ramales): Al seleccionar la “pestaña” de cargas en ramales aparecerá la pantalla de la Después de seleccionar esta, se procede a llenar cada uno de los datos que allí se piden, que son muy parecidos a los de cargas uniformemente distribuidas pero la diferencia principal es que en esta se pide la separación entre ramales. Se prosigue de igual manera que para cargas uniformemente distribuidas (Paso 2 y Paso 3); pero al dar clic en aceptar aparece la pantalla de la Figura 4-2.. Figura 4-1 Crecimiento tipo a) Rampa, b) Sierra. Paso 4 (Datos ramales): Se procede a llenar los datos de cada uno de los ramales que se tienen, es decir el número de ramales que se puso en la pantalla de la Figura 4-3, por cada ramal que se tenga aparecerá una pantalla igual a la de la Figura 4-2; es de útil importancia notar que en la parte superior aparece el número de ramal que se están adicionando los datos al igual, en la parte derecha aparece la cantidad de la proporción de la carga que se ha utilizado.. 38.

(39) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. Figura 4-2 Datos ramales, conductor económico. Paso 5 (Análisis de resultados): En la Figura 4-1 se pueden apreciar los resultados al igual que se hizo para cargas uniformemente distribuidas (Paso 4). Pero hay que tener en consideración la última grafica (la tercera de color amarillo), que consiste en conductor por ramales, es decir en esta grafica podemos ver agrupados por ramales cual sería el conductor óptimo de acuerdo al nivel de carga del alimentador.. 4.2.2. TRANSFORMADOR ECONOMICO En la. Figura 4-2 se puede ver la pantalla que aparece cuando se le da clic a transformador económico. Paso 1 (ingreso de datos económicos): se ingresan los datos económicos. Paso 2 (factor de distribución de pérdidas): se ingresan los datos de igual forma que para conductor económico cuando son cargas uniformemente distribuidas (Paso 2, también). Paso 3 (selección del tipo de crecimiento): Se selecciona el tipo de crecimiento al igual que el paso 3 de conductor económico para cargas uniformemente distribuidas.. 39.

(40) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 Figura 4-1 Resultados conductor económico. 2. 3. 1. Paso 4: (Resultados); en este caso aparecen unas pestañas de color rosa y de color verde como se puede ver en la Figura 4-3. En las pestañas de color rosa (1) se presentan, al igual que en transformador económico, los datos relacionados con la curva de carga y la curva de duración de carga solamente si el factor de distribución fue calculado por medio de la curva de carga (Figura 4-5) o por medio de las horas equivalentes (Figura 4-4); si el factor de distribución lo ingresa el usuario y no utiliza ninguna de estas herramientas para calcular el factor no aparecerá ninguna de las curvas de las pestañas de color rosa. En las pestañas de color verde (2) aparecerán los resultados correspondientes al transformador económico para carga en potencia o en corriente dependiendo de cual sea de mayor interés para el usuario.. 40.

(41) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. Figura 4-2 Transformador económico. Figura 4-3 Resultados transformador económico. 1. 2. 41.

(42) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. 4.2.3. TENSION ECONOMICA Al dar clic sobre tensión económica podemos ver la pantalla de la Figura 4-1. En este momento podemos ver que existen dos “pestañas” un para cargas uniformemente distribuidas y otra para cargas por ramales. Paso 1: Se selecciona el tipo de carga, de acuerdo al tipo de carga que se seleccionó se pasa al numeral correspondientes (4.2.3.1 ó 4.2.3.2) 4.2.3.1.. Cargas uniformemente distribuidas. Paso 2: Ingresar los datos económicos y de características de la red, tal como aparece en la Figura 4-1. Paso 3: Factor de distribución de pérdidas, similar al de conductor económico con cargas uniformemente distribuidas (Paso 2, del numeral 4.2.1.1) pero además es necesario ingresar el valor del factor de potencia. Paso 4: seleccionar el tipo de crecimiento para el alimentador (conductor) y para la carga.. 42.

(43) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 Figura 4-1 Tensión económica cargas uniformemente distribuidas. Paso 5: Se selecciona si posee reconectador o no en la mitad del circuito, como se puede ver en la Figura 4-4, como ejemplo de 4 cargas. Paso 6: Se pregunta si existe ya infraestructura de 11.4kV, si existe se deben ingresar además los datos de cuanto tiempo lleva instalada la red, y el tipo de depreciación que desea usar. Después se da aceptar. Paso 7: Ingresar los datos relacionados de confiabilidad de acuerdo a si existe o no reconectador en la mitad del circuito, esto se puede apreciar en la Figura 4-3. Paso 8: Análisis de los resultados, en la Figura 4-5, se puede ver una pestaña de color rojo en la cual se encuentra la gráfica de costos totales de la red para 11.4 kV y 34.5 kV; también aparece otra pestaña de color verde oscuro en la cual se presentan resumidos los resultados de confiabilidad como lo son los FES y los FES. Además aparecen las pestañas usuales: amarillo (resultados de conductor), rosa (curvas de carga) y verde claro (transformador económico). 4.2.3.2.. Cargas en ramales. Paso 2: Ingresar los datos económicos y de características de la red, tal como aparece en la Figura 4-1.. 43.

(44) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 Paso 3: Factor de distribución de pérdidas, similar al de conductor económico con cargas uniformemente distribuidas (Paso 2, del numeral 4.2.1.1) pero además es necesario ingresar el valor del factor de potencia.. Figura 4-1 Tensión económica cargas en ramales. Figura 4-2 Datos para el inventario. Paso 4: seleccionar el tipo de crecimiento para el alimentador (conductor) y para la carga. Paso 5: Se selecciona si posee reconectador o no en la mitad del alimentador principal, como se puede ver en la Figura 4-7, como ejemplo de 4 ramales. Paso 6: Se pregunta si existe ya infraestructura de 11.4kV, si existe se deben ingresar además los datos de cuanto tiempo lleva instalada la red, y el tipo de depreciación que desea usar. Después se da aceptar.. 44.

(45) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. Figura 4-3. Datos de confiabilidad para el reconectador. Figura 4-4 Ejemplo de cuatro cargas uniformemente distribuidas con reconectador. Paso 7: Este paso es muy similar al paso 4 del numeral 4.2.1.2. Ingresar los datos para cada uno de los ramales (la cantidad de ramales fue definida cuando se ingresaron los datos en el paso 2), la pantalla que aparece para ingresar estos datos se presenta en la Figura 4-6. Además se ingresan los datos relacionados con confiabilidad para cada uno de los ramales.. 45.

(46) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 Figura 4-5 Resultados tensión económica. Paso 8: ingresar los datos relacionados con confiabilidad del alimentador principal acuerdo a si existe o no reconectador en la mitad del circuito, la pantalla por la cual se ingresan estos datos se puede apreciar en la Figura 4-3. Paso 9: Análisis de resultados, se hace de igual forma que para cargas uniformemente distribuidas, paso 8 del numeral 4.2.3.1.. 46.

(47) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 Figura 4-6 Datos de los ramales, tensión económica. Figura 4-7 Ejemplo con reconectador para ramales. 47.

(48) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. 5.1.. Conclusiones. Se cuenta con una herramienta de tipo dinámico con la cual se pueden desarrollar distinto tipos de análisis: •. Obtener curva de duración de carga. •. Factor de carga. •. Factor de distribución de perdidas. •. Cargas uniformemente distribuidas. •. Cargas no uniformemente distribuidas (o cargas en ramales). •. Conductor económico. •. Transformador económico. •. Selección de tensión optima. La cual puede ser de gran ayuda en el curso de taller de potencia eléctrica que se dicta para los estudiantes de pregrado de ingeniería eléctrica, ya que permite una mejor comprensión y asimilación de algunos de los temas cubiertos en este curso, adicionalmente, con la herramienta se le puede dar más agilidad al curso y así ver un contenido mucho más amplio del que se está dictando actualmente.. Se pudo observar que la metodología propuesta es una buena solución para este problema, ya que se obtuvieron los resultados que se esperaban para diferentes pruebas que se realizaron sobre la misma.. 48.

(49) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 5.2.. Recomendaciones. Este estudio, como su fin lo predecía, puede ser utilizado dentro del curso de taller de potencia, para este fin se deben diseñar talleres de tal forma que optimicen los recursos que provee la herramienta. También es aconsejable aumentar la base de datos con la que dispone la herramienta para hacer estudios muchos más amplios, se. deben. agregar. más. clases. de. 49. conductores. y. transformadores..

(50) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 BIBLIOGRAFIA [1] RUEDA DE TORRES, Maria Teresa. Planeamiento de sistemas de distribución. Bogotá, 2003: Especialización en sistemas de transmisión y distribución, Universidad de los Andes. [2] TORRES MACIAS, Alvaro. Protección de sistemas de distribución. Bogotá, 1981. Facultad de ingeniería, Universidad de los Andes. [3] RAMÍREZ CASTAÑO, Samuel. Redes de subtransmisión y distribución de energía. Manizales, 1995: Universidad Nacional de Colombia, Sede Manizales. [4] GARCÍA ALDANA, Arturo. Recomendaciones sobre el diseño de sistemas de distribución primaria. Bogota, 1983. Universidad de los Andes. [5] Norma ANSI C29.1 1992. [6] Estudio del planeamiento del sistema de subtransmisión y distribución. Gilbert Associates. [7] Resolución CREG082 2002 [8] ALVAREZ BOTERO, Fernando. Planeamiento de sistemas de distribución. Bogotá, 1992. Universidad de los Andes. [9] CHAPMAN, Stephen. Maquinas eléctricas. Bogotá, 1993. McGraw-Hill. [10]. Código eléctrico nacional. [11] http://bdd.unizar.es/Pag2/Tomo2/tema4/4-1.htm. 25/07/03. [12]. Ultima. visita:. Norma ANSI C29.1 1992. [13] Distribution Systems, Electric Utility Engineering Referente Book. Westing Electric Corporation [14] Norma NTC 819, Instituto Colombiano de Normas Técnicas (ICONTEC) [15] Olano Olano, Maria Margarita, Estudio de Factibilidad Técnico Económica de distribución primaria a 34.5kV. Bogotá, 1981, Proyecto de grado, Universidad Nacional de Colombia.. 50.

(51) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26 [16]. Blank, Leland. Ingeniería Económica. Bogotá, 1997, Mc Graw Hill.. [17]. NERC. Glossary of terms. U.S., Agosto, 1996.. 51.

(52) IEL1-I-2003-24 IEL1-I-2003-26. APENDICE A La herramienta se desarrolló en Visual Basic para Microsoft Excel®, este programa consta de 29 hojas de Excel, más 9 destinadas solo a gráficos, 7 formularios, y 1 modulo. A continuación se presenta el código fuente del modulo y cada uno de los formularios que se implementaron. Hoja25.Range("F" "Reconectador" Hoja25.Range("G" 1 / 2 Hoja25.Range("D" frecmit.Value Hoja25.Range("E" durmit.Value Hoja25.Range("J" frecmit * durmit Hoja1.Range("B35") Hoja1.Range("B36") / 2 j = j + 1 End If Hoja25.Range("C" "Alimentador" Hoja25.Range("F" "Seccionador" Hoja25.Range("G" 1 Hoja25.Range("D" frectot.Value Hoja25.Range("E" durtot.Value Hoja25.Range("J" frectot * durtot Hoja1.Range("B35") Hoja1.Range("B36") confi.Hide End Sub. Hoja: “Hoja 10 (INICIO)” Private Sub CommandButton1_Click() UserForm1.Show End Sub Private Sub CommandButton2_Click() UserForm2.Show End Sub Private Sub CommandButton3_Click() Tension.Show End Sub Private Sub Worksheet_Activate() G1.Visible = False G2.Visible = False G3.Visible = False G4.Visible = False G5.Visible = False G6.Visible = False G7.Visible = False G8.Visible = False Hoja25.Visible = False G9.Visible = False End Sub Private Worksheet_SelectionChange(ByVal Target As Range). Sub. & j).Value = & j).Value = & j).Value = & j).Value = & j).Value = / 3600 * *. & j).Value = & j).Value = & j).Value = & j).Value = & j).Value = & j).Value = / 3600 * *. End Sub Private Sub UserForm_Activate() If (Tension.noreco.Value = False) Then medio.Visible = True Else medio.Visible = False End If End Sub. Formulario: “confi” Private Sub CommandButton1_Click() For j = 4 To 198 If Hoja25.Range("C" & j) = "" Then Exit For Next j. Formulario: “factperd”. If (Tension.noreco.Value = False) Then Hoja25.Range("C" & j).Value = "Mitad del circuito". Private Sub CommandButton1_Click(). 52.