ESCUELA DE INGENIERÍA
ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA Y
COORDINACIÓN DE PROTECCIONES PARA DETERMINAR
LAS RUTAS DE LOS ALIMENTADORES PRIMARIOS
DE LA NUEVA S/E ALPACHACA
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO
MANUEL ANTONIO LÓPEZ VELASCO
DIRECTOR: ING. LUIS TAPIA
DECLARACIÓN
Yo, Manuel Antonio López Velasco, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.
______________________________ Manuel Antonio López Velasco
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Manuel Antonio López Velasco, bajo mi supervisión.
________________________ Ing. Luis Tapia
AGRADECIMIENTO
A Dios por todo lo que soy y tengo en mi vida; a mis padres y hermanos por su preocupación y atención; al Ing. Luis Tapia por su dirección; a la EPN por los conocimientos recibidos y por ser un gran reto en mi vida, finalmente a EMELNORTE por la oportunidad.
DEDICATORIA
Este trabajo se lo dedico con mucho cariño a mis padres, por su apoyo, confianza y sobre todo por su incondicional amor.
INTRODUCCIÓN
CAPÍTULO I: DEFINICIONES Y METODOLOGÍA ...
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1.1 GENERALIDADES ...1 1.2 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ...1 1.2.1 SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN ...2 1.2.2 ALIMENTADORES PRIMARIOS ...3 1.2.3 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN ...3 1.2.4 REDES SECUNDARIAS ...3 1.2.5 ACOMETIDA ...3 1.2.6 ALUMBRADO PÚBLICO ...3 1.3 CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA ...4 1.3.1 CARGA ...4
1.3.2 CARGA Ó CAPACIDAD INSTALADA ...4
1.3.3 DEMANDA...4
1.3.4 DEMANDA MÁXIMA...4
1.3.5 DEMANDA PROMEDIO [2]...5
1.3.6 DEMANDA COINCIDENTE (DIVERSIFICADA)...5
1.3.7 FACTOR DE DEMANDA [2]...5 1.3.8 FACTOR DE POTENCIA [1]...6 1.3.9 DENSIDAD DE CARGA ...7 1.3.10 FACTOR DE CARGA ...7 1.3.11 FACTOR DE PÉRDIDAS ...7 1.3.12 FACTOR DE DIVERSIDAD...7 1.3.13 CURVA DE CARGA...7
1.3.14 CENTRO DE GRAVEDAD DE LA CARGA...8
1.4 RECONFIGURACIÓN DE PRIMARIOS ...8
1.4.1 CAIDA DE VOLTAJE [6]...8
1.5.2 TIPOS DE CORTOCIRCUITOS [11], [13], [14]...11
1.5.2.1 Trifásicos ...11
1.5.2.2 Bifásicos...11
1.5.2.3 Monofásico ...11
1.5.3 EQUIPOS DE SECCIONAMIENTO Y PROTECCIÓN [13], [14]...12
1.5.3.1 Fusibles ...12
1.5.3.2 Reconectador ...12
1.5.3.3 Relés...12
1.5.3.4 Interruptor ...13
1.6 CONFIABILIDAD EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN...13
1.6.1 CONFIABILIDAD...13 1.6.2 DISPONIBILIDAD E INDISPONIBILIDAD ...13 1.6.3 CONTINUIDAD DE SERVICIO ...13 1.6.4 ÍNDICES DE CONFIABILIDAD [16]...14 1.6.4.1 Tasa de Falla (λ) ...14 1.6.4.2 Tiempos de Interrupción (T)...14
1.6.4.3 Energía no Suministrada (ENS)...14
1.6.4.4 Carga promedio desconectada (L)...14
1.6.4.5 Tiempo anual de desconexión esperado (U)...15
1.7 METODOLOGÍA ...15
CAPÍTULO II: DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA...
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18
2.1 INTRODUCCIÓN ...182.2 AREA GEOGRÁFICA DE CONCESIÓN [2]...19
2.3 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE EMELNORTE [7]...20
2.3.1 DATOS TÉCNICOS DEL SISTEMA ...20
2.3.2 SUMINISTRO DE ENERGÍA AL SISTEMA ...21
2.3.2.1 Generación Propia...21
2.3.2.2 Puntos de Recepción de Sistema Nacional Interconectado (SNI) ...21
2.3.6 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN ...27
2.3.7 REDES SECUNDARIAS ...27
2.3.8 ACOMETIDAS Y MEDIDORES...28
2.4 MERCADO ELÉCTRICO DE EMELNORTE S.A [7]...28
2.5 SUBESTACIONES INVOLUCRADAS EN EL ESTUDIO ...31
2.5.1 SUBESTACIÓN DIESEL [7]...31
2.5.1.1 Ubicación y descripción general del espacio. ...31
2.5.1.2 Características Técnicas ...32
2.5.2 SUBESTACIÓN ALPACHACA ...33
2.5.2.1 Ubicación y descripción general del espacio. ...33
2.5.2.2 Nueva Subestación Alpachaca [8]...34
2.5.2.3 Características Técnicas ...35
CAPÍTULO III: OPERACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA ...
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37
37
37
3.1 INTRODUCCIÓN ...37 3.2 MEDICIÓN DE LA DEMANDA...37 3.2.1 EQUIPO MEMOBOX[9]...38 3.2.1.1 Características Generales ...39 3.2.2 TRATAMIENTO DE DATOS...39 3.3 MODELACIÓN DIGITAL...40 3.3.1 SPARD® mp Distribución [10]...41 3.3.1.1 Características Generales ...41 3.3.1.2 Aplicaciones Destacadas ...42 3.3.1.3 Modelación de la Red ...423.4 ANÁLISIS DEL ESTADO ACTUAL ...44
3.4.1 ALIMENTADORES A NIVEL DE 6.3KV ...45 3.4.1.1 Alimentador (D1_6.3KV) ...45 3.4.1.2 Alimentador (D2_6.3KV) ...47 3.4.2 ALIMENTADORES A NIVEL DE 13.8KV ...50 3.4.2.1 Alimentador (D2_13.8KV)...50 3.4.2.2 Alimentador (D3_13.8KV)...52
3.6 ANÁLISIS DE RESULTADOS ...62
3.6.1 NIVELES DE VOLTAJE...62
3.6.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA...63
3.6.3 CARGABILIDAD EN CONDUCTORES...63
CAPÍTULO IV: RECONFIGURACIÓN DEL SISTEMA ...
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4.1 INTRODUCCIÓN ...644.2 RECONFIGURACIÓN DE LOS ALIMENTADORES...65
4.2.1 PROCEDIMIENTO ...65
4.2.2 MODELACIÓN DE LA RED...66
4.2.3 RECONFIGURACIÓN Y RESULTADOS S/E DIESEL ...67
4.2.3.1 Alimentador D1_6.3kV ...67 4.2.3.2 Alimentador D2_6.3kV ...69 4.2.3.3 Alimentador D2_13.8kV ...70 4.2.3.4 Alimentador D3_13.8kV ...71 4.2.3.5 Alimentador D4_13.8kV ...72 4.2.3.6 Alimentador D6_13.8kV ...74
4.2.4 RECONFIGURACIÓN Y RESULTADOS S/E ALPACHACA...75
4.2.4.1 Alimentador A1_13.8kV ...75
4.2.4.2 Alimentador A2_13.8kV ...77
4.2.4.3 Alimentador A3_13.8kV ...78
4.2.4.4 Alimentador A4_13.8kV ...80
4.3 RESUMEN DE RESULTADOS ...81
4.4 ANÁLISIS GENERAL DE LOS RESULTADOS ...86
4.4.1 NIVELES DE VOLTAJE...86
4.4.2 PÉRDIDAS TÉCNICAS ...87
CAPÍTULO V: COORDINACIÓN DE PROTECIONES ...
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5.1 INTRODUCCIÓN ...895.3 PROTECCIONES ELÉCTRICAS [18]...92 5.3.1 OBJETIVOS...92 5.3.2 PRINCIPIOS ...92 5.3.3 REQUERIMIENTOS [11], [15], [21]...93 5.3.4 PROTECCIÓN DE LÍNEAS ...94 5.3.4.1 Relé de sobrecorriente [13], [16], [21]...94 5.3.4.2 Cálculo de Ajustes [13], [16]...96 5.4 COORDINACIÓN ...97
5.4.1 COORDINACIÓN ENTRE EQUIPOS [13], [16], [22]...98
5.4.1.1 Fusible-Fusible...98
5.4.1.2 Reconectador-Fusible ...99
5.4.1.3 Reconectador-Reconectador[22]...102
5.4.1.4 Relé-Fusible...102
5.4.1.5 Reconectador-Relé...103
5.4.2 PROCEDIMIENTO PARA COORDINACIÓN [9]...104
5.4.3 DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN PROPUESTOS ...104
5.4.3.1 Subestación Diesel...105
5.4.3.2 Subestación Alpachaca ...106
5.4.3.3 Coordinación del Sistema ...107
VI: ESTUDIO DE CONFIABILIDAD ...
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114
6.1 INTRODUCCIÓN ...1146.2 MÉTODOS DE EVALUACIÓN [14], [16], [25]...114
6.2.1 PROCESOS CONTÍNUOS DE MARKOV...115
6.2.2 TÉCNICA DE FRECUENCIA Y DURACIÓN ...117
6.3 METODOLOGÍA [16], [25]...118 6.3.1 MODELACIÓN DE LA RED...119 6.3.1.1 Caracterización de elementos. ...120 6.3.2 ESTADOS DE OPERACIÓN ...122 6.3.2.1 Determinación de Estados. ...122 6.3.2.2 Evaluación de Sistemas...123
7.2 EVALUACIÓN FINANCIERA [27], [28]...136
7.2.1 CONSTRUCCIÓN DEL FLUJO DE FONDOS [28]...137
7.2.2 EQUIVALENCIAS FINANCIERAS [28]...137
7.2.2.1 Equivalencias entre tasas de Interés...137
7.2.2.2 Equivalencia entre montos de dinero en el tiempo ...139
7.2.3 CRITERIOS PARA LA TOMA DE DECISIONES [28]...140
7.2.3.1 El Valor Presente Neto (VPN) ...141
7.2.3.2 La Tasa Interna de Retorno (TIR). ...143
7.2.3.3 Relación Beneficio Costo (RBC). ...145
7.3 EVALUACIÓN DEL PROYECTO ...146
7.3.1 FLUJO DE FONDOS...146
7.3.2 CÁLCULO DE INDICES PARA LA TOMA DE DECISIONES...151
7.3.3 ANÁLISIS DE RESULTADOS PARA LA TOMA DE DECISIONES ...152
VIII: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...
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... 153
153
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8.1 CONCLUSIONES ...1538.2 RECOMENDACIONES...155
BIBLIOGRAFÍA ...
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ANTECEDENTES
En vista de que en los últimos tiempos se han suscitado algunos inconvenientes en el suministro de energía eléctrica que entrega la subestación Diesel, debido a diversos factores entre los que se encuentran, un inadecuado plan de mantenimiento preventivo, la antigüedad de sus equipos y finalmente la creciente demanda hacia el sector noroccidental de la ciudad de Ibarra, han dado como resultado que EMELNORTE SA., planifique realizar la readecuación de la subestación Alpachaca para que ésta pueda tomar la carga que actualmente está conectada a la mencionada subestación Diesel.
Tomando en cuenta todo lo mencionado anteriormente, EMELNORTE SA., sintió la necesidad de realizar un estudio en donde se cubran todos los requerimientos técnico-económicos, para de esta manera determinar la nueva configuración de los alimentadores primarios que necesitaría la subestación Alpachaca, para abastecer esta demanda actualmente conectada a la subestación Diesel, todo esto con el fin de brindar un suministro eléctrico de calidad y continuidad a la colectividad.
OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
El estudio planteado tiene como objetivo central transferir la carga actualmente conectada a la subestación Diesel hacia la nueva subestación Alpachaca, con las configuraciones de los alimentadores primarios necesarios.
▪ Reconfigurar los alimentadores primarios para realizar la transferencia de carga de la subestación Diesel, debido a que ésta ha rebasado ya su vida útil, hacia la nueva subestación Alpachaca, trabajo planificado realizarse por la Empresa Eléctrica Regional Norte “EMELNORTE S.A.”
▪ Mejorar la confiabilidad y continuidad del sistema eléctrico que maneja la Empresa Eléctrica Regional Norte “EMELNORTE S.A.”, al reemplazar sus equipos antiguos por otros de mejor y actual tecnología.
▪ Determinar las posibles rutas que deberán tomar los alimentadores primarios de la nueva subestación Alpachaca, tomando en cuenta la mejor distribución de la carga entre estos.
▪ Realizar la coordinación de las Protecciones en los alimentadores a implementar, como son relés, equipos de seccionamiento, de reconexión para de esta manera realizar trabajos de mantenimiento ó reparación de estos alimentadores, con la mínima suspensión de servicio a los clientes.
ALCANCE
Con información de demanda, se realizará un pequeño diagnóstico sobre la situación en la cual está operando la subestación Diesel, principalmente en lo que se refiere a calidad y pérdidas de energía. Cabe destacar que esta información debe ser la más actual posible, por lo que se realizarán las respectivas mediciones. Para esta evaluación se corre flujos de potencia en estado de operación del sistema.
Se ejecutarán estudios de flujo de potencia en estado de planeamiento, para determinar la nueva situación que mejores resultados arroje en cuanto a parámetros
información de los estudios de flujos de potencia se determinará las posibles rutas más adecuadas que deberán seguir los alimentadores primarios de la nueva subestación Alpachaca.
Se realizará una pequeña introducción al campo de las protecciones eléctricas, en especial se trata el tema de protección de líneas de Distribución, se busca identificar los equipos más adecuados para utilizarse en la coordinación de las mismas.
Se efectuarán estudios de confiabilidad de servicio eléctrico, para que este proyecto cumpla con los estándares y niveles de calidad establecidos de acuerdo a lo que señala La Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE).
JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO
EMELNORTE SA., pretende readecuar la subestación de seccionamiento Alpachaca, para convertirla en una subestación de reducción de voltaje para la distribución de energía eléctrica, con equipos de última tecnología cuyo diseño ya posee la empresa, por lo que se justifica el presente proyecto.
Debido al deterioro de los equipos en la subestación Diesel, es frecuente la presencia de contingencias, por lo que EMELNORTE SA., quiere implementar la transferencia de carga allí actualmente conectada, hacia la nueva Subestación Alpachaca, esto hace necesario determinar una nueva configuración de alimentadores primarios.
Para el caso de la transferencia de carga, es importante determinar la nueva configuración de los alimentadores primarios, capacidad, cargabilidad, las rutas más adecuadas, coordinación de protecciones; puntos básicos que se tratarán en el presente estudio.
importante hacia la parroquia Alpachaca, lugar donde se encuentra la S/E que se quiere implementar, con esto la empresa se beneficia debido a que cuenta con la infraestructura inicial para la construcción de la nueva subestación.
Por la importancia que tiene la demanda abastecida por la subestación Diesel, ya que se trata en su gran parte de una zona céntrica histórica de la ciudad, además allí se encuentran laborando muchas instituciones gubernamentales que prestan sus servicios a la colectividad, es indispensable se realice el mencionado estudio aquí planteado.
RESUMEN
Primeramente se realiza la definición de todos los parámetros y términos fundamentales para la mejor comprensión del presente estudio, se describe brevemente el sistema de distribución de EMELNORTE SA. y principalmente las dos subestaciones involucradas en este trabajo.
Se mide la demanda de la subestación Diesel, con el objeto de realizar un análisis del estado operativo, con esto se puede ver la mala situación en la que se encuentra trabajando ésta subestación. A partir de los resultados se proponen varias soluciones, entre las que se encuentran cambios de voltaje, reconfiguración de alimentadores, cambio en el calibre del conductor en ciertos tramos de línea; se escoge la solución más conveniente.
Se realiza un estudio de coordinación de protecciones con el fin de proteger al nuevo sistema propuesto, se coordina los equipos existentes para el caso de la subestación Diesel y los nuevos para los alimentadores de la subestación Alpachaca, seguidamente se realiza un estudio de confiabilidad para determinar índices que
Finalmente es en el análisis financiero, en donde se puede observar la viabilidad económica del proyecto para concluir y recomendar la necesidad de su implementación por todos los beneficios que se espera brindará tanto a la colectividad como a EMELNORTE SA.
CAPÍTULO I: DEFINICIONES Y METODOLOGÍA
1.1
GENERALIDADES
El abastecimiento de energía eléctrica se da través de tres etapas principales que son la generación, la transmisión y la distribución, ligando la comercialización a esta última.
La distribución es la encargada de llevar la energía eléctrica hacia los consumidores finales en forma eficiente y bajo estándares de calidad de servicio. Este proceso se lo realiza mediante redes de alimentación y subestaciones de distribución, estos deben ser continuamente adaptados a los reiterados cambios de la demanda.
La planificación de la expansión de los sistemas de distribución es una tarea muy compleja que involucra un gran costo de inversión y una diversidad de alternativas posibles, cuyo problema nace por la necesidad de abastecer esta demanda eléctrica creciente por medio del aumento en la capacidad de las subestaciones de distribución, transfiriendo carga entre ellas, reconfigurando sus alimentadores o en su defecto construyendo nuevas subestaciones; sumado a esto la aleatoriedad de la carga y la incertidumbre de la ubicación geográfica de nuevos centros de carga dificultan la realización de una planificación óptima.
1.2
SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
Es la parte del sistema eléctrico de potencia que tiene como función el suministrar el servicio de energía eléctrica a los clientes, esto lo realiza mediante un conjunto de elementos que la constituyen como líneas, redes y equipos eléctricos.
En la figura 1.1 se muestra un sistema de distribución típico radial, con todos sus componentes, además de estos, se suman todos los equipos asociados con la protección, seccionamiento, control y medición del sistema.
FIGURA 1.1: Sistema de Distribución.
1.2.1 SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN
Las subestaciones de distribución son básicamente un grupo de equipos eléctricos, encargados de transformar la energía de alto voltaje de transmisión o subtransmisión, a energía de medio voltaje de distribución, para a través de alimentadores primarios llegar hacia los transformadores de distribución y de estos por medio de las redes secundarias de distribución y acometidas hacia el usuario final, en este punto es censada por medio de un medidor o contador de energía para su comercialización.
Son los encargados de llevar la energía desde la subestación de distribución hacia los transformadores de distribución, estos pueden ser aéreos ó subterráneos siendo los primeros los más populares por su economía. Existen varias configuraciones de alimentadores dependiendo de los requerimientos, siendo los de tipo radial los más utilizados, pues son fáciles de operar y son más económicos que el resto.
1.2.3 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN
Equipos de transformación de voltaje que mantienen constante la potencia, generalmente reducen el voltaje primario de distribución, a bajo voltaje de uso común para los usuarios, este puede variar de acuerdo a la necesidad de cada cliente.
1.2.4 REDES SECUNDARIAS
Redes alimentadas del secundario del transformador de distribución, encargadas de repartir la energía a voltaje de utilización.
1.2.5 ACOMETIDA
Es la instalación que se conecta en un punto de la red secundaria de distribución y se la empata antes del medidor ó contador de energía en el sitio requerido, para su comercialización. [1]
1.2.6 ALUMBRADO PÚBLICO
Todo cuanto tiene que ver con la iluminación de espacios públicos y vías, este está también conectado a la red secundaria de distribución.
1.3
CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA
1.3.1 CARGA
Es la potencia eléctrica consumida por los equipos de los usuarios; como pueden ser electrodomésticos, maquinaria, etc., que puede tener diversos comportamientos de acuerdo al origen de los mismos. [1]
1.3.2 CARGA Ó CAPACIDAD INSTALADA
Es la suma de todas las potencias nominales de los equipos conectados a la red expresados en kVA ó MVA. [2]
1.3.3 DEMANDA
Es la carga de un sistema ó instalación eléctrica, la cual es promediada en un intervalo de tiempo dado denominado intervalo de demanda, por lo general estos intervalos tienen duración de 15 minutos. [1]
1.3.4 DEMANDA MÁXIMA
Es la más grande de todas las demandas que se presentan en un periodo específico de tiempo, este periodo puede ser diario, mensual ó anual. Este valor tiene mucha importancia, pues con este dato se pueden determinar las condiciones extremas en la operación de un sistema. [1]
Es una demanda equivalente en un período de tiempo determinado (día, semana, mes, año) y está dada por:
Donde:
E : Energía total en el periodo.
T : Duración del periodo.
1.3.6 DEMANDA COINCIDENTE (DIVERSIFICADA)
Es la demanda de un grupo de cargas en un intervalo particular. La demanda máxima diversificada es normalmente menor que la suma de las demandas máximas unitarias o individuales. [2]
1.3.7 FACTOR DE DEMANDA [2]
Es la relación entre demanda máxima de un sistema y la carga total instalada. El factor de demanda da una indicación de la simultaneidad en el uso del equipo instalado y se la determina:
Donde:
Dmax : Demanda máxima del sistema.
1.3.8 FACTOR DE POTENCIA [1]
Se utiliza para designar la relación de potencia activa que se dispone realmente en una instalación y la que hubiera podido disponerse si el voltaje y corriente estuvieran idealmente en fase.
De una forma más estricta:
Para circuitos Monofásicos:
Para circuitos Trifásicos: Donde: fp : Factor de Potencia. P : Potencia Activa. S : Potencia Reactiva. V : Voltaje. I : Corriente.
: Ángulo de desfase entre V - I.
Es decir que para cualquier configuración de circuitos sean estos monofásicos, trifásicos ó polifásicos; el factor de potencia de un sistema es siempre igual al coseno del ángulo de desfase que se forma entre el voltaje y la corriente. [1]
Es el cociente de la carga máxima y el área de la zona considerada, se expresa en, kVA/km2, MVA/km2. En ocasiones se usa la densidad lineal expresada en kVA/m. [2]
1.3.10 FACTOR DE CARGA
Es la relación entre la demanda promedio de un periodo de tiempo establecido con respecto a la demanda máxima del mismo periodo. [2]
1.3.11 FACTOR DE PÉRDIDAS
Es la relación entre las pérdidas de potencia promedio y las pérdidas de potencia a demanda máxima, durante un periodo de tiempo específico. [2]
1.3.12 FACTOR DE DIVERSIDAD
Es la relación entre la suma de las demandas máximas individuales de las subdivisiones de un sistema y la máxima demanda del sistema como un todo. Este factor es usualmente mayor o igual que la unidad.
Al inverso del factor de diversidad se le denomina factor de coincidencia.
1.3.13 CURVA DE CARGA
Es el resultado de graficar las demandas que son registradas en cada intervalo de demanda para un periodo de tiempo requerido, ciertamente la curva de carga diaria es la más utilizada. Estas curvas presentan características propias de acuerdo al tipo
de carga que maneja el sistema estudiado, de esta manera se obtienen diferentes curvas según el tipo de usuario, residencial, comercial, industrial ó combinaciones de estas.
1.3.14 CENTRO DE GRAVEDAD DE LA CARGA
El centro de gravedad de una carga se denomina a un punto en donde sus momentos eléctricos son iguales para todas las cargas en el área considerada. [3]
1.4
RECONFIGURACIÓN DE PRIMARIOS
La reconfiguración de alimentadores primarios se refiere a alterar la topología de la red, por cambios en condiciones de apertura y enlace de circuitos mediante seccionadores o switches con el objetivo de mejorar ciertos parámetros de operación como caídas de voltaje, pérdidas de potencia y energía, cargabilidad en conductores que tienen una incidencia directa en la confiabilidad, continuidad y calidad de servicio.
1.4.1 CAIDA DE VOLTAJE [6]
A la diferencia del voltaje medido entre los terminales de envío y recepción entre dos nodos de una línea se denomina caída de voltaje, y se la puede calcular mediante la siguiente ecuación:
Donde:
CV% : Porcentaje de caída de voltaje.
VN : Voltaje nominal del sistema.
alimentación, no deberá superar los límites especificados por norma, estos valores se muestran a continuación.
TABLA 1.1: REGULACION No. CONELEC – 004/01.
CV (%) Zona Urbana 3.5 Zona Rural 5.0 REDES SECUNDARIAS Acometida 1 Zona Urbana 3 REDES PRIMARIAS Zona Rural 5 FUENTE: CONELEC. 1.4.2 CARGABILIDAD EN CONDUCTORES [1]
Se define como el porcentaje de corriente que está circulando por el conductor con relación al límite térmico.
Cuando por un conductor circula una corriente mayor a la nominal se produce un calentamiento, alterando las propiedades eléctricas y mecánicas, disminuyen su conductividad, su resistencia mecánica.
1.4.3 PÉRRDIDAS ELÉCTRICAS [4]
Es toda aquella potencia y energía que no es aprovechada, que se pierde en el camino desde la fuente hasta el consumo a través de los elementos que componen el sistema de distribución.
La reducción de pérdidas de energía se ha convertido en un gran desafío de la ingeniería eléctrica, es indispensable trabajar con equipos muy eficientes y contar
con un plan de control de pérdidas; son inevitables debido a las características físicas de los equipos y no se las puede eliminar completamente, lo interesante es realizar los estudios necesarios para minimizarlas al máximo que sea posible.
Según lo mencionado se puede clasificarlas en dos grupos: [4]
- Técnicas
▪ Por transporte
▪ Por transformación
Las diferentes causas de su presencia tienen que ver con características físicas, como el efecto Joule, efecto Corona, Histéresis y la presencia de corrientes “parásitas” en transformadores.
- No Técnicas
▪ Fraude (robo)
▪ Error en la medición
En lo que se refiere a fraude son usuarios que se cuelgan directamente de la red ó realizan un bypass para que el medidor no registre la energía que consumen. Mientras que el error en la medición se da por manipulaciones en los medidores de energía o el error humano en la toma de lecturas.
1.5.1 CORTOCIRCUITO
El fenómeno eléctrico ocasionado por la unión accidental o intencional de muy baja resistencia entre dos o más puntos de diferente potencial de un mismo circuito se lo denomina cortocircuito. [12]
Este puente de conducción que se forma, induce un incremento en la corriente muy grande, provocando mucho daño y un deterioro en todos los elementos del sistema eléctrico.
1.5.2 TIPOS DE CORTOCIRCUITOS [11], [13], [14]
1.5.2.1 Trifásicos
Puede ser con o sin contacto a tierra, las tres fases tienen potencial cero en el punto de falla y simétricamente cargadas. Son las menos frecuentes, solo el 5% de los casos.
1.5.2.2 Bifásicos
Cuando entran en contacto físico dos fases ó dos fases y tierra, su magnitud es menor respecto de sus correspondientes trifásicas, su frecuencia de ocurrencia es del 10% del total de casos.
1.5.2.3 Monofásico
El 80% de los casos pertenece a este tipo de falla, se produce cuando una fase entra en contacto físico con el neutro ó la tierra.
1.5.3 EQUIPOS DE SECCIONAMIENTO Y PROTECCIÓN [13], [14]
1.5.3.1 Fusibles
Es un dispositivo de sobrecorriente muy simple, barato y confiable, utilizado en la protección de líneas de distribución. El mecanismo empleado para protección es la destrucción del elemento fusible que posee, eliminando el arco producido en esta acción, luego debe mantener la condición de circuito abierto con voltaje nominal aplicado en sus terminales.
A pesar de que el fusible es simple en su apariencia su función es compleja, al mismo tiempo debe operar bajo condiciones de falla, interrumpir la corriente con rapidez y coordinar con otros equipos de protección.
1.5.3.2 Reconectador
Equipo con la capacidad de detectar condiciones de sobrecorriente, interrumpe el circuito y luego de un tiempo predeterminado lo restablece automáticamente.
Posee una secuencia determinada de aperturas y cierres, seguida de una apertura definitiva en caso de que la falla sea permanente, por lo general esta secuencia es de cuatro disparos ó aperturas y tres cierres, los dos primeros disparos instantáneos para despejar fallas temporales, los dos posteriores se producen con retardo ó temporización en caso de que la falla persista, la operación con retardo permite abrir otras protecciones más próximas a la falla reduciendo el área de afectación.
1.5.3.3 Relés
Son dispositivos que reciben información y pueden discriminar entre condiciones normales y anormales de operación en sistemas eléctricos, al detectar condiciones anormales, operan abriendo o cerrando contactos que en forma directa ó indirecta habilitan los circuitos de apertura de los interruptores de poder. [21]
También se lo denomina disyuntor, es un elemento cuya función principal es de aislar los equipos en condiciones de operación normal, anormal ó de emergencia, pueden ser operados por relés y también por los operadores de las subestaciones.
1.6
CONFIABILIDAD EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
1.6.1 CONFIABILIDAD
La confiabilidad de un sistema se define como la habilidad de que un elemento, equipo o sistema, efectué una función requerida es decir que no falle, bajo ciertas condiciones nominales de operación y en un periodo de tiempo establecido. [24]
1.6.2 DISPONIBILIDAD E INDISPONIBILIDAD
La disponibilidad es la probabilidad de encontrar un elemento ó sistema en estado operativo en un instante dado, se puede interpretar como el tiempo que un elemento ó sistema se encuentra en servicio dentro de un periodo específico, se puede procurar en horas al año. Lo opuesto definirá la INDISPONIBILIDAD, es decir la probabilidad de encontrarlo fuera de servicio en ese instante. [14], [24]
1.6.3 CONTINUIDAD DE SERVICIO
Tiene que ver con la presencia ó ausencia de voltaje en algún punto del sistema, cuando no hay voltaje en un punto se dice que existe una interrupción del servicio. Si el tiempo de interrupción excede los tres minutos se denomina de duración larga y son las únicas tomadas en cuenta en continuidad, ya que necesitan su respectiva
inspección para reparar y reponer uno ó más componentes de la red que han sido afectados. [16]
1.6.4 ÍNDICES DE CONFIABILIDAD [16]
Son indicadores utilizados para cuantificar la calidad de servicio que dispone la red a sus clientes en cualquier punto de la misma, a continuación se destacan los mas significativos.
1.6.4.1 Tasa de Falla (λ)
El número de veces que un abonado se ve privado del servicio eléctrico por unidad de tiempo, esta unidad de tiempo generalmente es de un año debido a la alta disponibilidad del servicio. Al inverso de la tasa de falla se conoce como tiempo
promedio entre fallas.
1.6.4.2 Tiempos de Interrupción (T)
Es el tiempo transcurrido mientras dura la interrupción de servicio desde su desconexión hasta el restablecimiento del mismo.
1.6.4.3 Energía no Suministrada (ENS)
Es la energía que la empresa distribuidora deja de entregar a sus clientes por estos mencionados cortes en el servicio, es un índice muy importante a la hora de evaluar las alternativas en el diseño de proyectos y trabajos para mejoramiento de la calidad de servicio.
1.6.4.4 Carga promedio desconectada (L)
Es una cuantificación de la cantidad de carga ó consumidores que se desconectan de la red debido a la suspensión de servicio.
1.6.4.5 Tiempo anual de desconexión esperado (U)
Es la indisponibilidad total de servicio durante un año medido en horas, se obtiene como la multiplicación de la tasa de falla por su duración promedio.
1.7
METODOLOGÍA
1. Recopilación de información:
En los departamentos de Inventarios y Construcciones de EMELNORTE se pidió planos de los alimentadores de la subestación Diesel, de donde se sustrajo información referente a configuración de la red, longitud de las líneas, transformadores, conductores y calibres, estructuras tipo con sus respectivas características.
2. Comprobación y corrección de campo:
Se realizó recorridos por los alimentadores de la subestación Diesel, en lo que refiere a nuevas configuraciones, cargas instaladas, calibres, estructuras, actualizando la información ya obtenida.
3. Información de Demanda:
Se procedió a instalar el equipo (MEMOBOX) de la unidad de Calidad de Producto de EMELNORTE para medir la demanda de cada uno de los alimentadores, y de esta manera poseer datos reales para realizar el estudio.
4. Modelación Digital de la Red:
Se carga todos los datos necesarios en el software SPARD® mp Distribución, y se dibuja la topología del sistema en estudio.
5. Cálculo de flujos de Potencia:
Con los datos ingresados y listos en el programa, se realiza la simulación de flujos de potencia tanto balanceados como desbalanceados.
6. Análisis de la situación Actual:
Con los parámetros que se obtuvieron de la modelación digital, se realiza un análisis de la situación actual en la que se encuentra operando la subestación Diesel para determinar si es necesaria la reconfiguración y transferencia de carga de la misma.
7. Solución Propuesta:
Si el caso lo amerita, se propone una solución al sistema y se vuelve a correr flujos para realizar el análisis en esta nueva condición, hasta obtener la mejor posible.
8. Coordinación de Protecciones:
Se realiza la modelación de cortocircuitos para la solución propuesta del sistema, con el fin de coordinar las protecciones en los alimentadores primarios.
9. Estudio de Confiabilidad:
Se procede a realizar un estudio de confiabilidad del sistema para observar como se desempeña el sistema con la nueva configuración realizada, mediante los índices de confiabilidad se evalúa al sistema.
10. Análisis Financiero:
Finalmente se realiza el análisis financiero del proyecto para determinar la viabilidad del mismo.
CAPÍTULO II: DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA
2.1
INTRODUCCIÓN
La Empresa Eléctrica Regional Norte EMELNORTE S.A., tiene como objetivo principal la distribución y comercialización del servicio público de energía eléctrica para satisfacer a sus clientes con personal calificado y bajo los mejores estándares de calidad, cabe destacar que también cuenta con generación de energía eléctrica propia aunque no es muy significativa, su último contrato de Concesión fue suscrito con el CONELEC el 26 de abril del 2001.
El último aumento de capital de EMELNORTE elevado a escritura pública el 3 de enero del 2000 asciende a un valor de 1’907107.84 USD. El fondo de Solidaridad es el mayor accionista de EMELNORTE, pues cuenta con el 51.37% del total de las acciones, el Consejo provincial de Imbabura con el 15%, el Consejo Provincial de Pichincha con el 12.27% y el Consejo Provincial del Carchi con el 8.93%. Los Municipios de Ibarra, Tulcán, Montúfar, Espejo, Mira, Huaca, Otavalo, Cotacachi, Antonio Ante, Pimampiro, Cayambe, Pedro Moncayo y Sucumbíos, que unidos con accionistas particulares suman el restante 12.33% del total.
EMELNORTE está conformada por 291 trabajadores fijos o de planta que representan un costo promedio mensual de 294664 USD y 101 trabajadores a contrato con un costo promedio mensual de 50606.50 USD, dando un total de 345270.50 USD como promedio al mes.
Las lecturas de energía eléctrica consumida por los usuarios para su respectiva facturación, se la realiza por medio de empresas intermediadoras y el transporte es parcialmente contratado.
El área geográfica de concesión que ha sido otorgada por el CONELEC comprende el norte del país, con una extensión total de 11987 Km2 aproximadamente, esta área se distribuye entre 4 provincias, Carchi e Imbabura en su totalidad, dos cantones del norte de Pichincha y un cantón del este de Sucumbíos.
Actualmente se anexó dos pequeñas parroquias de la provincia de Esmeraldas, Alto Tambo y Durango, que pertenecen al cantón San Lorenzo.
En la figura 2.1 se muestra el área geográfica y distribución de los cantones para cada provincia que forman parte de la concesión de la empresa.
2.3
SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE EMELNORTE
[7]El sistema de Distribución de EMELNORTE S.A. está conformado por las siguientes etapas funcionales:
▪ Subtransmisión (Líneas y Subestaciones); que operan a un nivel de voltaje de 69 y 34.5kV.
▪ Alimentadores y circuitos primarios, transformadores de distribución monofásica de 13800/120/240V y trifásica de 13800/120/208V.
▪ Circuitos Secundarios, Acometidas, Medidores y Alumbrado Público; que normalmente operan en bajo voltaje (220/127V) trifásico y (240/120V) monofásico.
2.3.1 DATOS TÉCNICOS DEL SISTEMA
Referidos a Diciembre del 2006:
▪ La demanda máxima de potencia del sistema se registró el 19 de Diciembre a las 19:15h y fue de 76.55MW, con un factor de carga del 54.18%.
▪ La disponibilidad energética del sistema fue de 375.185GWh y la disponibilidad del distribuidor para esta misma fecha fue de 363.36GWh.
▪ Se facturó un consumo de 324.411GWh que representó el 86.5% de la disponibilidad energética total.
▪ Las pérdidas de energía fueron de 49.65GWh lo cual representó el 13.66%, 34.79GWh o sea el 9.57% se debieron a pérdidas técnicas y el resto 14.86GWh que representan el 4.09% a No-técnicas, esto referido de la disponibilidad total del sistema.
2.3.2.1 Generación Propia
EMELNORTE dispone además de generación propia con una capacidad instalada de 15MW y cuenta con una capacidad efectiva de 14.27MW aproximadamente, que provienen de 5 centrales de generación, 4 de ellas hidráulicas y una térmica.
Además de estas se encuentran empresas privadas que cuentan con generadores para abastecer su carga y a veces también inyectan energía al sistema de EMELNORTE S.A., entre los que cabe destacar están Molinos La Unión, Lafarge, Hidroimbabura y Electroandina. Ver tabla 2.1.
TABLA 2.1: Centrales de Generación propias de EMELNORTE S.A.
POTENCIA (MW)
CENTRAL TIPO CANTÓN
Nominal Efectiva
INICIO DE OPERACIÓN
Ambi Hidráulica Antonio Ante 2x4 8 1968
San Miguel de Car Hidráulica Tulcán 1x2.95 2.95 1987
La Playa Hidráulica Tulcán 3x0.44 1.32 1957
San Francisco Térmica MCI Tulcán 1x2.5 1.8 1982
San Gabriel Hidráulica Montúfar 0.23 0.2 1957
TOTAL 15 14.27
FUENTE: Dirección de Planificación EMELNORTE S.A.
2.3.2.2 Puntos de Recepción de Sistema Nacional Interconectado (SNI)
EMELNORTE se abastece del Sistema Nacional Interconectado (SNI), mediante la interconexión de tres puntos de su sistema que son:
1. Subestación Ibarra; de 138/69kV, de propiedad de TRANSELECTRIC, desde la cual salen cuatro circuitos a 69kV,.
▪ Primer circuito; S/E’s Ibarra-Otavalo (19.4 Km) y S/E’s Otavalo-Cayambe (26.5 Km).
▪ Segundo circuito; S/E’s Ibarra-San Agustín (6 Km) y S/E’s San Agustín-Retorno (2 Km).
▪ Tercer circuito, S/E’s Ibarra-Chota (20.5 Km), y S/E’s Chota-El Ángel (20.5 Km) mas.
▪ Finalmente el cuarto circuito, S/E’s Ibarra-San Gabriel (29 Km).
2. De la misma subestación Ibarra, sale un circuito de 138/34.5kV (3.7 Km), a la subestación de seccionamiento “Alpachaca”, y de esta subestación salen tres circuitos a 34.5kV.
▪ El primero; S/E’s Alpachaca-Atuntaqui a una distancia de 5.5Km.
▪ El segundo; S/E’s Alpachaca-Tabacundo, recorre 37Km.
▪ El Tercer circuito; S/E’s Alpachaca-Diesel tras recorrer 1.3Km.
3. Subestación Tulcán de 138/69kV, de propiedad de TRANSELECTRIC, desde la cual salen dos circuitos a 69kV.
▪ El primero; S/E’s Tulcán-San Gabriel (29 Km).
▪ Segundo circuito; S/E’s Tulcán (TRANS)-Tulcán (2 Km) y S/E’s Tulcán-El Rosal (5.6 Km).
Cabe destacar que la S/E Tulcán propiedad de TRANSELECTRIC, también se conecta con Colombia a través de una línea de 138kV con la subestación Panamericana ubicada en Ipiales.
En la figura 2.2 se presenta el diagrama unifilar del sistema eléctrico que maneja EMELNORTE.
2.3.3 SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN
Para atender a los requerimientos de energía eléctrica de sus clientes, EMELNORTE cuenta con 14 subestaciones de Distribución y 1 de Seccionamiento, repartidas dentro de toda su área de concesión, las características más importantes de estas subestaciones se indican a continuación en la tabla 2.2.
TABLA 2.2: Subestaciones de Distribución de EMELNORTE S.A.
VOLTAJE (kV) CAPACIDAD (MW) LOCALIZACIÓN
SUBESTACIÓN TIPO
1 2 3 OA FA CANTÓN PROVINCIA
Cayambe R 69 13,8 10 12,5 Cayambe Pichincha
Otavalo R 69 13,8 10 12,5 Otavalo Imbabura
San Vicente R 34,5 13,8 2 2,5 Otavalo Imbabura
Cotacachi R 69 13,8 5 6,25 Cotacachi Imbabura
Atuntaqui R 34,5 13,8 6,5 7 Antonio Ante Imbabura
Diesel R 34,5 13,8 6,3 16 18,75 Ibarra Imbabura
Retorno R 69 13,8 10 12,5 Ibarra Imbabura
San Agustín R 67 13,8 10 12,5 Ibarra Imbabura
Alpachaca S 34,5 34,5 Ibarra Imbabura
El Chota R 69 13,8 5 Ibarra Imbabura
El Ángel R 69 13,8 2,5 Espejo Carchi
San Gabriel R 69 13,8 10 12,5 Montúfar Carchi
Tulcán R 69 13,8 10 12,5 Tulcán Carchi
El Rosal R 69 34,5 13,8 13,75 17,19 Tulcán Carchi
La Esperanza R 69 13,8 10 12,5 Pedro Moncayo Pichincha
R= Reducción FUENTE: Dirección de Planificación EMELNORTE S.A.-Dic 2006. S= Seccionamiento
A continuación en la tabla 2.3, se presenta una síntesis de las líneas de Subtransmisión con sus principales características.
TABLA 2.3: Líneas de Subtransmisión de EMELNORTE S.A.
SUBESTACIÓN LÍNEA Salida Llegada L. Térmico (MVA) Voltaje (kV) Long. (km)
Bellavista-San Agustín Bellavista San Agustín 53,8 69 8,47
San Agustín - El Retorno San Agustín El Retorno 50,3 69 5,03
Bellavista-Otavalo Bellavista Otavalo 80,1 69 19,41
Otavalo - Cayambe Otavalo Cayambe 53,8 69 26,39
Bellavista-Chota Bellavista Chota 63,3 69 20,27
Chota - El Ángel Chota El Ángel 63,3 69 21,63
El Ángel - San Gabriel El Ángel San Gabriel 63,3 69 13,5
San Gabriel - Tulcán San Gabriel Tulcán 63,3 69 29,49
Tulcán - El Rosal Tulcán El Rosal 80,1 69 5,65
Deriv. Tulcán - Tulcán (*) Deriv. Tulcán Tulcán (*) 63,3 69 0,87
Bellavista - Alpachaca Bellavista Alpachaca 31,7 34,5 3,56
Alpachaca - Ambi Alpachaca Ambi 13,7 34,5 3,59
Alpachaca-Diesel Alpachaca Diesel 16,13 34,5 1,78
Deriv. Atuntaqui-San Vicente Deriv. Atuntaqui San Vicente 31,67 34,5 8,77
Alpachaca - Deriv. Atuntaqui Alpachaca Deriv. Atuntaqui 31,67 34,5 11,39
San Vicente - Tabacundo San Vicente Tabacundo 17,93 34,5 25,78
Bellavista-Selva Alegre Bellavista Selva Alegre 40,03 34,5 21,5
El rosal - San Miguel de Car El Rosal San Miguel de Car 16,13 34,5 14
Deriv. Atuntaqui - Atuntaqui Deriv. Atuntaqui Atuntaqui 16,13 34,5 2,36
Bellavista-Cotacachi Bellavista Cotacachi 80,1 69 13,37
Cayambe - La Esperanza Cayambe La Esperanza 80,1 69 11,8
El Rosal - Limite Ecu-Col El Rosal Limite Ecu-Col 80,1 34,5 3,03
FUENTE: Dirección de Planificación EMELNORTE S.A.- Dic.2006.
EMELNORTE cuenta con 271.64Km en líneas de Subtransmisión, de las cuales 175.88Km están a un nivel de voltaje de 69kV y 95.76Km a 34.5kV, la topología predominante es radial y de un solo circuito, con interruptores tripolares como protección principal, también cuentan con seccionadores tripolares para apertura de circuitos en caso de mantenimiento.
2.3.5 ALIMENTADORES PRIMARIOS
TABLA 2.4: Kilómetros de Red Primaria por Subestación.
Longitud (Km) Subestación N° de Aliment. Voltaje (kV) 1F 2F 3F Total Atuntaqui 3 13,8 67,75 0,33 33,78 101,86 Cayambe 5 13,8 340,82 4,58 138,84 484,24 Chota 3 13,8 602,19 20,64 194,02 816,85 Cotacachi 4 13,8 488,85 0,9 101,79 591,54 Diesel 5 13,8 136,5 3,85 95,45 235,8 Diesel 3 6,3 136,44 3,76 84,70 224,90 El Ángel 3 13,8 131,76 0,24 54,73 186,72 El Retorno 4 13,8 214,2 3,93 87,57 305,70 La Esperanza 4 13,8 90,73 0 45,01 135,74 Otavalo 5 13,8 264,18 0,84 110,31 375,34 San Agustín 5 13,8 136,35 2,37 61,07 199,79 San Gabriel 4 13,8 450,72 24,15 73,31 548,19 Tabacundo 3 13,8 60,68 0,44 22,04 83,16
Salto del Tigre(*) * * 31,59 0 0 31,59
Interconexión Tulcán 13,8 1,2 0,09 5,56 6,851
Tulcán 3 13,8 240,25 11,25 82,37 333,87
FUENTE: Dirección de Planificación EMELNORTE S.A.- Dic 2006. (*)= Alimentador Empresa Eléctrica Quito.
de las cuales 4426.3Km o el 99.75% de ellas se encuentran energizadas a 13.8kV, el resto, 10.9Km a 6.3kV. En la tabla 2.4 se detalla los kilómetros de red primaria por subestación.
Son en su gran mayoría de tipo radial y disponen de equipamiento para protección, seccionamiento y transferencias de carga, en caso de mantenimientos o contingencias.
2.3.6 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN
La empresa cuenta con 11085 transformadores de distribución, con una capacidad instalada de 272.78MVA, a continuación se puede revisar la tabla 2.5 con la información de transformadores.
TABLA 2.5: Transformadores de Distribución de EMELNORTE S.A.
CANTIDAD POTENCIA (MVA)
PROPIETARIO INSTALACIÓN 1f 3f 1f 3f Torre / Poste 8575 1131 140.52 54.31 Empresa Cámara 2 113 0.20 18.69 Torre / Poste 775 357 16.55 18.09 Particular Cámara 2 130 0.20 24.24 Total 9354 1731.00 157.47 115.31
FUENTE: Dirección de Planificación EMELNORTE S.A.-Dic 2006.
2.3.7 REDES SECUNDARIAS
Las redes secundarias o de baja tensión, incluyendo alumbrado público y redes subterráneas, tienen unos 10562.67Km aproximadamente de los cuales 5557.55Km
son monofásicas, 4284.44Km de dos fases y 717.58Km trifásicas, además 3.10Km de red subterránea únicamente trifásica, la topología es radial.
2.3.8 ACOMETIDAS Y MEDIDORES
EMELNORTE S.A. cuenta con 90307 acometidas aéreas y 1036 acometidas subterráneas entre monofásicas, dos fases y trifásicas, dando un total de 91343 acometidas.
Los medidores que se usan en la empresa son principalmente electromecánicos, electrónicos y digitales, entre medio y bajo voltaje se registran 166230 medidores monofásicos, dos fases y trifásicos.
2.4
MERCADO ELÉCTRICO DE EMELNORTE S.A
[7]Como se mencionó anteriormente EMELNORTE cuenta con 166230 abonados, con un importante porcentaje de electrificación como se muestra en la tabla 2.6.
En general el mayor número de abonados se presenta en el sector residencial, llegando a representar el 88.4% del total de clientes, el nivel de electrificación es medianamente alto en especial en las capitales de provincias.
Es importante mencionar que el sector comercial tiene mayor significación en las capitales de provincia, Tulcán e Ibarra; mientras que el sector industrial tiene mucha influencia en Tulcán, Montúfar, Ibarra, Otavalo, Antonio Ante, Pedro Moncayo y Cayambe por la incidencia de plantaciones florícolas. En la figura 2.3, se puede observar los tipos de clientes y el consumo facturado por cada uno de estos.
Vale la pena destacar el importante crecimiento en el número de clientes en el sector Industrial, debido fundamentalmente al establecimiento de empresas florícolas en esta zona, que utilizan energía fundamentalmente para bombeo e iluminación.
TABLA 2.6: Abonados por cantones del área de concesión de EMELNORTE S.A.
Provincia Cantón Población
Total Total Viviendas Viviendas Electrificadas Electrificación (%) Tulcán 91533 22318 21789 98% Bolívar 16484 4380 4344 99% Espejo 16029 4095 4034 99% Mira 15323 3697 3556 96% Montúfar 33891 8185 8117 99% CARCHI Huaca 8131 1938 1937 100%
ESMERALDAS San Lorenzo 1700 322 120 37%
Ibarra 181766 46597 46175 99% Antonio Ante 42760 10512 10325 98% Cotacachi 44140 10063 7918 79% Otavalo 106964 24772 22812 92% Pimampiro 15360 4051 3578 88% IMBABURA Urcuquí 17056 4252 3861 91% Cayambe 55654 13676 13411 98% PICHINCHA Pedro Moncayo 30355 7545 7420 98% SUCUMBÍOS Sucumbíos 3363 728 629 86% TOTAL 680.509 167.131 160.026 96%
FIGURA 2.3: Clientes Tipo y Consumo facturado.
48%
22% 30%
DEMANDA FACTURADA S/ E DIESEL-2006
RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL
En el presente estudio se ven involucradas dos subestaciones, la subestación Diesel ubicada en el complejo eléctrico “Despacho de Carga” en el centro norte de la ciudad de Ibarra y la subestación “Alpachaca”, ubicada en la parroquia del mismo nombre al noroccidente de la ciudad. A continuación se realiza una descripción detallada de estas dos subestaciones.
2.5.1 SUBESTACIÓN DIESEL [7]
2.5.1.1 Ubicación y descripción general del espacio.
EMELNORTE dispone de un complejo eléctrico, ubicado en el centro norte de la ciudad de Ibarra, provincia de Imbabura, en la ciudadela “Simón Bolívar”, Parroquia El Sagrario, a 2212 msnm.
Está constituido por una central Térmica fuera de servicio con las instalaciones de almacenamiento de combustible respectivas (diesel), la subestación de distribución, talleres y la bodega general de transformadores, postes y partes del sistema de distribución con sus respectivas oficinas, también cuenta con instalaciones deportivas para uso exclusivo del personal de la empresa.
Este complejo funciona como centro de operaciones y mantenimiento, en la bodega se destina un patio pavimentado, sin cubierta, para almacenar equipos que están fuera de uso, cargados de aceite dieléctrico y restos de materiales de diversa índole. La bodega dispone de áreas cerradas para el almacenamiento de material y equipo eléctrico nuevo que son utilizados para realizar los trabajos de mantenimiento y expansión del sistema de distribución.
2.5.1.2 Características Técnicas
La subestación entró en servicio en el año de 1968, por lo que los equipos allí instalados tienen cerca de 5 décadas, se puede observar un deterioro en ellos, pero principalmente se observa su obsolescencia, principalmente por haber cumplido su periodo de vida útil a excepción de la sección del transformador de 13.8/6.3kV que entró en operación en 1998.
Esta subestación es de vital importancia para el sistema de distribución de EMELNORTE ya que sirve a la zona centro-norte de la ciudad de Ibarra, en donde se ubican las principales entidades gubernamentales, parques y además existe muchos locales comerciales. También sirve al cantón de Urcuquí y parte del cantón Antonio Ante. Esta subestación está interconectada con la subestación de seccionamiento Alpachaca tras recorrer una distancia de 1.3 kilómetros.
En este lugar se encuentran instalados en total cuatro transformadores de potencia, de diversa fabricación y capacidad. Dos de ellos de 4/5MVA (OA/FA) y conexión ( / ), de relación de transformación 34.5/13.8kV; de aquí se alimenta la barra de donde salen tres alimentadores primarios y un capacitor para compensación reactiva de 1.8 MVAR. Un transformador de 4MVA (OA), conexión ( /Y), relación de transformación 34.5/13.8kV, aquí se conecta un alimentador mas a este nivel de voltaje y además se alimenta el cuarto transformador de potencia de 3/3,75MVA (OA/FA), conectado en
∆
/Y, y 13.8/6.3kV de relación de transformación, para distribuir carga entre dos alimentadores mas a este nivel de voltaje.En resumen se tendría 16.5 MVA instalados entre todos los transformadores de potencia, que alimentan en total a 6 alimentadores primarios, 4 de ellos a un nivel de voltaje de 13.8kV y 2 restantes a 6.3kV, que abastecen de energía principalmente al centro-norte de la ciudad de Ibarra con una demanda máxima de 7.86 MW.
Las protecciones están a cargo principalmente de Interruptores de potencia automáticos y de tipo extraíble que son comandados por relés, reconectadores y operadores; también existen seccionadores de líneas y seccionadores fusibles.
La disposición de todos estos equipos se lo aprecia en el diagrama unifilar de esta Subestación que se presenta a continuación.
FIGURA 2.5: Unifilar S/E Diesel.
2.5.2 SUBESTACIÓN ALPACHACA
2.5.2.1 Ubicación y descripción general del espacio.
La subestación Alpachaca está ubicada al noroeste de la ciudad de Ibarra, provincia de Imbabura, en el barrio “15 de Diciembre” de la parroquia Alpachaca, a 2230 msnm; en el lugar la temperatura ambiental media es de 15ºC. Al momento es una subestación de seccionamiento.
Cuenta con un patio de 34.5kV, en donde se encuentra la barra que recibe las líneas provenientes de la subestación Ibarra y desde la central de generación hidráulica “El Ambi”; de aquí salen dos líneas a este nivel de voltaje, una hacia la subestación Diesel y otra hacia la subestación Atuntaqui. En la figura 2.6, se indica la disposición de los equipos de ésta subestación
DE S/E IBARRA
BARRA 34.5kV SIMBOLOGÍA
INTERRUPTOR AUTOMÁTICO
SWITCH DE PUESTA A TIERRA
FUSIBLE TRANSFORMADOR DE POTENCIA CARGA TITULO: DIAGRAMA UNIFILAR S/E ALPACHACA ESCALA: FECHA: SIN OCT-2007
HACIA S/E ATUNTAQUI
DE CENTRAL AMBI HACIA S/E DIESEL
FIGURA 2.6: Unifilar S/E Alpachaca.
2.5.2.2 Nueva Subestación Alpachaca [8]
La nueva subestación de distribución Alpachaca será una readecuación de la actual de seccionamiento, esta contará con algunos equipos existentes en el complejo y adicionalmente los nuevos que se adquirirán según las especificaciones técnicas y el diseño con el cual ya cuenta EMELNORTE S.A. En la figura 2.7 se presenta el diseño unifilar de la nueva subestación Alpachaca.
SUBESTACION ALPACHACA 000001 PROY. No. 1 A4 REV. TAM. Español IDIOMA: TITULO:
Copia E.A.A.S.
E-1
HOJA: DIBUJO: APROBO: OCT - 2004 SIN FECHA: ESCALA: PROYECTO:DIAGRAMA UNIFILAR BASICO
Ingeniero en Electricidad Ing. Eduardo Castro Castro
R.P. 03 - 09 - 236
FIGURA 2.7: Unifilar Nueva S/E Alpachaca.
2.5.2.3 Características Técnicas
En esta subestación se tiene previsto instalar un transformador de potencia nuevo, de 10/12.5MVA de capacidad, de 69/13.8kV, el sistema de enfriamiento (OA/FA), la conexión de los bobinados de alto voltaje ∆/Υ a tierra. De la barra de 13.8 kV, salen seis alimentadores primarios de distribución, con una capacidad de 20kA de corriente de cortocircuito y 1200A de corriente nominal.
La barra de 69kV, recibe las 4 líneas a este nivel de voltaje provenientes de las subestaciones Ibarra, El Retorno, Atuntaqui y Chota.
Por otro lado se conecta el transformador existente de 10/12.5MVA de capacidad y 69/34.5kV, conexión Y/Y/∆ aterrado, esto con el fin de recibir la línea de la central Ambi.
Los equipos de protección deben ser de última tecnología, con software proporcionado por el fabricante. Los interruptores de poder trifásicos, con medio de extinción de arco en SF6, tipo “Tanque Muerto”, los seccionadores tripolares apropiados para instalación a la intemperie, deben ser aptos para aplicarlos como desconectador principal de línea; los seccionadores de barras y de desconexión de líneas, deberán tener facilidades de operación manual, para el caso de que falle el mando motorizado. Se montará pararrayos auto-soportantes de 10kA de descarga.
Se suministrará un transformador auxiliar trifásico de 75 kVA (OA) tipo padmounted, relación de transformación 13.8kV/120V/208V, conexión ∆/Υ a tierra, alimentado desde el terciario del transformador que recibe a la línea Ambi.
Todos los equipos eléctricos de 69 KV y de 13.8 KV que se suministren para este proyecto, deberán tener facilidades (o deberán obtenerse fácilmente por medio de adaptaciones menores), para interconectarse a sistemas de monitoreo y mando remoto SCADA, que a futuro EMELNORTE adquirirá, en tal forma que puedan operar e interrogarse remotamente, tanto en las magnitudes de los parámetros que por su función propia deben medir, así como en su estado de posición y la posición de contactos de alarmas.
CAPÍTULO III: OPERACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA
3.1
INTRODUCCIÓN
Antes de pasar a la reconfiguración de un sistema, es importante realizar un análisis del estado real del mismo, ya que por medio de este se puede decidir si es necesario o no que se realice la reconfiguración, dependiendo de los resultados que se obtengan de ésta.
La modelación es una herramienta muy utilizada en el análisis de los sistemas de distribución, ya que por medio de ésta se puede evaluar con una exactitud y precisión aceptable el funcionamiento de los mismos. Existen básicamente dos tipos de modelación, la de tiempo real que corresponde a la operación de sistemas de distribución y la proyección en base al crecimiento de la demanda que corresponde a la planificación.
En el presente capítulo se usará la modelación que corresponde a la operación de sistemas de distribución, con el fin de determinar el estado actual en el que se encuentra funcionando el sistema como base, para realizar con confianza el análisis necesario y tomar las decisiones más adecuadas.
3.2
MEDICIÓN DE LA DEMANDA
Mediante el uso del Equipo de medición “MEMOBOX” de la unidad de Calidad de Energía de EMELNORTE, se realiza el registro de corrientes promedio en intervalos de 10 minutos y se calculó la demanda de cada alimentador para una semana completa, con el fin de contar con datos actualizados y lograr determinar los parámetros eléctricos necesarios para poder realizar las respectivas simulaciones con ayuda del programa computacional escogido.
3.2.1 EQUIPO MEMOBOX[9]
El MEMOBOX es un analizador de redes (figura 3.1), para el monitoreo de la calidad del voltaje, investigación de perturbaciones y optimización de redes de bajo y medio voltaje. Existen diferentes opciones de medida para cubrir con todas las necesidades del usuario, voltaje monofásico, trifásico, voltaje trifásico y potencia, etc.
Este equipo tiene aislamiento para magnitudes menores a 600 V y 1500 A, por lo que su conexión fue necesaria realizar en conductores aislados justamente a la entrada de los tableros de control de la subestación Diesel, el equipo puede ser expuesto a intemperie, es compacto en sus dimensiones y tiene un peso aproximado de 1.5Kg.
La empresa dispone al momento de 4 unidades MEMOBOX, de las cuales 3 están en perfecto funcionamiento, debido a esta razón se necesitaron dos sesiones de conexión de estos equipos para poder cubrir con los 6 alimentadores que se necesitaba su registro de demanda.
▪ Registro y análisis de voltaje, corriente, y factor de potencia.
▪ Rango de voltaje: 115-830V.
▪ Transductores de corriente LEM-flex (fijos), rango: 5-1500A.
▪ Configurable para mediciones de redes 3 hilos Delta ó 4 hilos Estrella.
▪ Valores Mínimos, Promedio y Máximos de voltaje, corriente y potencia ajustable desde 8m seg. /60Hz.
▪ Disminuciones de voltaje, sobrecargas e interrupciones ajustables desde 8 m seg.
▪ Se conecta al computador por puerto RS-232.
▪ Software Codam Plus y Codam Basic según versión para programación, adquisición y análisis de datos.
3.2.2 TRATAMIENTO DE DATOS
Una vez que se registro la demanda a lo largo de una semana completa para cada alimentador de la subestación Diesel, ver anexo3.1, se procede a identificar el día de máxima demanda y con esta información, se procede a calcular todos los parámetros eléctricos necesarios para realizar la simulación digital del sistema.
En vista que no se pudo conectar directamente los equipos por la situación del aislamiento para voltaje, no se pudo contar con la información de factor de potencia para cada intervalo de 10 minutos, por lo que se calculó un promedio (0.92), entre el rango de variación del mismo que fluctúa entre el 0.87 y 0.97. Todos los datos necesarios para la simulación se los resume a continuación en la tabla 3.1.
TABLA 3.1: Parámetros Eléctricos S/E Diesel
MEDICIONES
BARRA 13,8KV BARRA 6,3KV
PARÁMETROS
D2 D3 D4 D6 D1 D2
Semana de Registro
(29Jun-6Jul)/07 (29Jun-6Jul)/07 (29Jun-6Jul)/07 (9-15Jul)/07 (9-15Jul)/07 (9-15Jul)/07
Día de Dmax
(Juev-5Jul)/07 (Mierc-4Jul)/07 (Mierc-4Jul)/07 (Mar-10Jul)/07 (Mar-10Jul)/07 (Vier-13Jul)/07 (KVA) Instalados 1602.5 7820 6467.5 4477.5 2980 1042.5 Dmax (KVA) 477.3 2130.5 2697.8 1349.68 1341.3 546.9 Dmax (KW) 439 1960 2482 1242 1234 503 Dmax (KVAR) 187.04 834.98 1057.31 528.97 525.68 214.33 Dprom (KVA) 310.25 1304.85 1565.67 858.87 822.77 354.93 Dprom (KW) 285.43 1200.46 1440.42 790.16 756.94 326.53 Dprom (KVAR) 121.59 511.40 613.62 336.61 322.46 139.10 CÁLCULOS Factor de Potencia 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 Factor de Carga 0.65 0.61 0.58 0.64 0.61 0.65 Factor de Demanda 0.3 0.27 0.42 0.3 0.45 0.52 Factor de Pérdidas 0.52 0.47 0.42 0.49 0.5 0.53
FUENTE: Equipos de Medición y Cálculos.
3.3
MODELACIÓN DIGITAL
Para la modelación digital se utilizó el paquete computacional SPARD® mp Distribución, debido a dos razones:
1. Es un programa amigable en base a plataforma Windows, con mucha variedad de aplicaciones para modelar redes de distribución, y
2. Se lo pudo obtener mas fácilmente solicitándolo a la Escuela Politécnica Nacional, ya que esta institución posee el software con licencia estudiantil permanente.
El SPARD, es un Sistema de Información Geográfico (GIS) para el diseño, análisis y administración de redes de distribución al nivel de media y baja tensión, por lo que se considera una herramienta poderosa para planeación y soporte de la operación de redes.
Conceptualmente cubre la red desde la subestación de media tensión hasta el medidor del usuario de la red de baja tensión y al usuario mismo; no considera los elementos que conforman la subestación, excepto los barrajes de salida y el punto de alimentación del circuito.
3.3.1.1 Características Generales
▪ Modelación de la red de Media y Baja Tensión.
▪ Representación Geográfica de la Red.
▪ Digitalización de Mapas, con el programa AUTOCAD.dxf.
▪ Mapa Base (Cartografía): Mapas parciales y Layers.
▪ Actualización y Consulta gráfica de datos y resultados de aplicación de la red.
▪ Trabaja con diferentes motores de bases de datos (DBMS), como Oracle, Xbase (dbf), SQL-Server.
▪ Arquitectura Cliente-Servidor con DBMS Oracle ® o similar para el manejo de grandes volúmenes de datos.
▪ Poderoso generador de Reportes SQL, reportes en tabla, por área, gráfico, salida por impresora, archivo texto, dbf.
