Estimación de cargas en circuitos de distribución

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(1)Facultad de Ingeniería Eléctrica Departamento de Electroenergética. TRABAJO DE DIPLOMA. Estimación de cargas en circuitos de distribución Autor: Armando Nemesio Guelmes Rodriguez Tutor: Dr. C. Ignacio Pérez Abril. Santa Clara 2016.

(2) Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas Facultad de Ingeniería Eléctrica Departamento de Electroenergética. Trabajo de Diploma Estimación de cargas en circuitos de distribución. Autor: Armando N. Guelmes Rodriguez E-mail: [email protected]. Tutor: Dr. C. Ignacio Pérez Abril Profesor Titular, Centro de Estudios Electroenergéticos Facultad de Ingeniería Eléctrica E-mail: [email protected]. Santa Clara 2016.

(3) Hago constar que el presente trabajo de diploma fue realizado en la Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas como parte de la culminación de estudios de la especialidad de Ingeniería Eléctrica, autorizando a que el mismo sea utilizado por la Institución, para los fines que estime conveniente, tanto de forma parcial como total y que además no podrá ser presentado en eventos, ni publicados sin autorización de la Universidad.. ____________________ Firma del Autor. Los abajo firmantes certificamos que el presente trabajo ha sido realizado según acuerdo de la dirección de nuestro centro y el mismo cumple con los requisitos que debe tener un trabajo de esta envergadura referido a la temática señalada.. ____________________ Firma del Autor. ___________________________ Firma del Jefe de Departamento donde se defiende el trabajo. _________________________ Firma del Responsable de Información Científico-Técnica.

(4) PENSAMIENTO. Hacer es la mejor manera de decir. José Martí. i.

(5) DEDICATORIA. A mis padres, A mi única hermana y mis sobrinos Diago y Dario, A mis abuelos, A mi novia, A mi familia; A todos los que me conocen.. ii.

(6) AGRADECIMIENTOS. A mis padres, por su ejemplo, amor, apoyo y dedicación en toda mi vida, y estar siempre presentes.. A mi hermana del alma por siempre poder contar con ella, A mi tío Arturo y mi tía Irma por toda se ayuda,. A mi novia por estar a mi lado en todos los momentos, a su familia por acogerme como un miembro más,. A mi tutor Ignacito por su empeño, dedicación y apoyo durante la tesis y en la carrera,. Al profesor Agustín por una sincera amistad construida en dos cursos como alumno ayudante, A mis profesores durante toda la carrera que han contribuido a mi formación,. A mis buenos amigos Reinier, Carlitos, Rolaido y muchos más, por haberme soportado durante la carrera,. A todos los que hicieron posible la realización de este trabajo.. iii.

(7) TAREA TÉCNICA 1) Realización de búsqueda bibliográfica sobre el tema. 2) Obtención de datos mediante celaje de los circuitos de distribución primaria. 3) Familiarización con los datos del SIGECO y determinación de las estadísticas necesarias. 4) Definición de un procedimiento que determine el consumo de los bancos monofásicos a través de los datos del SIGECO. 5) Definición de un método para estimar las cargas en el circuito en diferentes condiciones. Contando con datos del SIGECO o no. 6) Comprobación de las metodologías en varios circuitos.. Firma del Autor. Firma del Tutor. iv.

(8) RESUMEN Los usuarios o clientes están siempre en constante crecimiento, lo que ocasiona que se deban tener ciertos aspectos que conlleven a un correcto dimensionamiento en los sistemas de distribución, con el fin de cubrir dicha demanda manteniendo los parámetros de calidad y seguridad establecidos. Debido a que periódicamente se realicen trabajos con el objetivo de analizar y realizar mejoras en circuitos de distribución primaria es necesario conocer las cargas eléctricas y su variación horaria, sin embargo, aún no se ha logrado una estimación efectiva de las cargas ajustada a las mediciones. Este problema es muy actual y tiene que ver con la necesidad del ahorro de energía y la mejora de la calidad del servicio eléctrico y en general todos los tipos de estudios en estos circuitos. Este trabajo está orientado al desarrollo de una metodología de estimación que permita una caracterización por fase y por banco de transformadores, de forma que se logre un buen ajuste, aprovechando las mediciones de los transformadores monofásicos y la facturación de la energía. La estimación se realiza en diferentes condiciones con o sin los datos de energías, lo que permite arribar a resultados similares sin cometer errores apreciables.. v.

(9) Índice Introducción ....................................................................................................... 1 Capítulo I: Descripción del problema. .................................................................... 4 1.1 Introducción ................................................................................................ 5 1.2 Redes de distribución primaria ...................................................................... 5 1.2.1 Clasificación de las redes de distribución primaria .................................... 6 1.2.2 Redes de distribución aérea..................................................................... 7 1.2.3 Redes de distribución subterránea ............................................................ 8 1.2.4 Configuración radial de los circuitos de distribución primaria..................... 8 1.2.5 Circuitos de distribución tipo lazo ......................................................... 10 1.2.6 Circuitos de distribución mallados ......................................................... 10 1.2.7 Importancia de las redes de distribución ................................................. 11 1.3 Peculiaridades de los circuitos de distribución en Cuba .................................. 11 1.4 Consideraciones del sistema eléctrico en la provincia de Sancti Spíritus .......... 12 1.5 Sistemas de Gestión de la Unión Eléctrica .................................................... 13 1.4.1 Sistema de Gestión Comercial ............................................................... 13 1.4.2 Sistema de Gestión de Redes ................................................................ 14 1.6 Condiciones particulares para la estimación de las cargas en los circuitos de distribución cubanos ........................................................................................ 14 Capítulo II: Determinación del consumo de energía en los transformadores de distribución a partir del SIGECO. ......................................................................... 16 2.1 Introducción .............................................................................................. 17 2.2 Funcionamiento de la herramienta computacional ......................................... 17 2.2.1 Energía en los bancos monofásicos (fx. ENERGIA_BANCO) .................... 18 2.2.2 Datos de clientes no estatales (fx. BASE_RESIDENCIAL) ........................ 19 2.2.3 Información sobre los circuitos (fx. CELAJE) ......................................... 19 2.2.4 Clientes no estatales por banco (fx. CODIGO_BANCO) ........................... 20 vi.

(10) 2.2.5 Datos de los clientes estatales (fx. MAESTRO_CAB) ............................... 20 2.2.6 Bancos monofásicos con medición (fx. MONOCM) ................................. 21 2.2.7 Bancos monofásicos sin medición (fx. MONOSM) .................................. 21 2.2.8 Energía diaria para los clientes no estatales (fx. RESIDENCIA_DIARIO) ... 22 2.2.9 Energía diaria para los clientes estatales (fx. MAESTRO_DIARIO) ............ 22 2.2.10. Energía. del. transformador. que. presenta. medición. (fx.. CLIENTES_SECUNDARIOS) ....................................................................... 22 2.3 Aporte de la herramienta ............................................................................. 23 2.4 Consideraciones de la metodología de cálculo de la energía............................ 23 2.5 Análisis del valor de error ........................................................................... 24 2.5.1 Posibles fuentes del error ...................................................................... 24 2.6 Función de enlace con el ESTIMADOR ........................................................ 25 2.7 Ejemplo de tablas ....................................................................................... 26 2.8 Conclusiones parciales ............................................................................... 27 Capítulo III: Estimación de carga en los circuitos de distribución. .......................... 28 3.1 Introducción .............................................................................................. 29 3.2 Ajuste de las cargas .................................................................................... 29 3.2.1 Transformadores trifásicos.................................................................... 31 3.2.2 Bancos de tres transformadores Y-∆ ...................................................... 31 3.2.3 Bancos de dos transformadores ............................................................. 32 3.2.4 Transformadores monofásicos ............................................................... 33 3.3 Algoritmo de ajuste de las cargas ................................................................. 33 3.4 Algoritmo de estimación ............................................................................. 35 3.5 Uso de datos de facturación a clientes .......................................................... 35 3.5.1 Aspectos para el funcionamiento con las energías ................................... 37 3.6 Ejemplo de prueba ..................................................................................... 37 3.7 Conclusiones parciales ............................................................................... 39 vii.

(11) Capítulo IV: Pruebas a las metodologías. ............................................................. 40 4.1 Introducción .............................................................................................. 41 4.2 Aspectos particulares de los alimentadores utilizados..................................... 41 4.2.1 Incoherencias encontradas al maniobrar las bases de datos de los clientes .. 43 4.3 Ficheros necesarios para el ESTIMADOR .................................................... 44 4.3.1 Base de datos actualizada ..................................................................... 44 4.3.2 Mediciones del Nulec........................................................................... 45 4.4 Proceso de ajuste y estimación de las cargas en los tres circuitos ..................... 46 4.4.1 Circuito 20 .......................................................................................... 48 4.4.2 Circuito 21 .......................................................................................... 49 4.4.3 Circuito 22 .......................................................................................... 50 CONCLUSIONES............................................................................................. 52 RECOMENDACIONES.................................................................................... 53 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................... 54 ANEXOS .......................................................................................................... 56 Anexo I: Resultados de la estimación de cargas en el circuito 20. ......................... 56 Anexo II: Resultados de la estimación de cargas en el circuito 21. ........................ 57 Anexo III: Resultados de la estimación de cargas en el circuito 22. ....................... 59 Anexo IV: Script de la función ESTIMADOR .................................................... 61 Anexo V: Monolineal de los circuitos de distribución primaria (20, 21 y 22) ......... 67 Anexo VI: Incoherencias encontradas en las bases de datos de los clientes ............ 71 Anexo VII: Base actualizada de los circuitos que necesita el ESTIMADOR. ......... 73. viii.

(12) Introducción. Introducción Un sistema eléctrico de potencia (SEP) está compuesto por los sistemas de generación, transmisión y distribución, lo cual hace que su función principal sea la de servir energía a los centros de consumo de forma segura y con altos niveles de calidad. El consumo de esta energía es una característica importante en la sociedad actual, pues es un factor que está directamente ligado al desarrollo de los sectores residenciales, comerciales e industriales; además de que los usuarios o clientes están siempre en constante crecimiento, ocasionando periódicamente estudios que necesitan un correcto dimensionamiento de los sistemas de distribución. En distribución por lo general no están disponibles datos en tiempo real, por lo que es necesario hacer estimaciones de la demanda a fin de obtener la energía o la potencia que podría estar entregando cada transformador, tarea nada sencilla debido al gran número de variables involucradas: tiempo (hora, día de la semana, época del año), tipo de carga, nivel de tensión, hábitos de consumo, etc. Algunos de los métodos de estimación más usados asignan la demanda de acuerdo a la capacidad del transformador, mientras que otros se basan en el consumo de energía. Ambos tienen limitaciones; el primero no toma en cuenta la variación en el tiempo de la carga, asume que la demanda tendrá un comportamiento constante y no considera los tipos de servicios; el segundo es más preciso que el anterior, ya que utiliza datos de facturación mensual de los clientes para modelar todos los transformadores [1]. En años anteriores se han realizado trabajos por parte de profesores y estudiantes con el objetivo de analizar y realizar mejoras en circuitos de distribución primaria. Para estos trabajos es necesario conocer las cargas eléctricas y su variación horaria. Sin embargo, aún no se ha logrado una estimación efectiva de las cargas ajustada a las mediciones. El principal aporte de este trabajo es el desarrollo de un algoritmo de cálculo para la estimación de la carga en los transformadores y circuitos de distribución primaria; tomando como ejemplo tres alimentadores del municipio de Cabaiguán, aprovechando la existencia de medición de energía en algunos bancos monofásicos. Este problema es muy actual y tiene que ver con la necesidad del ahorro de energía y la mejora de la calidad del servicio eléctrico y en general todos los tipos de análisis en estos. 1.

(13) Introducción circuitos. Además, se impone la utilización de toda la información disponible, como es el caso del sistema SIGECO. En este sentido se plantea como problema científico: ¿Cómo elaborar una metodología para la estimación de las cargas en bancos de transformadores y circuitos primarios de distribución, a partir de las mediciones disponibles?, dándole respuesta con el siguiente sistema de objetivos: Objetivo General: Determinar una metodología de estimación de la carga que permita una caracterización por fase y por banco de transformadores, de forma que se logre un buen ajuste con las mediciones disponibles. Objetivos específicos: 1) Realizar una búsqueda bibliográfica sobre el tema. 2) Desarrollar un procedimiento para determinar el consumo de los bancos a través de los datos del SIGECO. 3) Desarrollar un método para estimar las cargas en el circuito en diferentes condiciones. Contando con datos del SIGECO o no. 4) Probar las metodologías en varios circuitos. Para el desarrollo de este trabajo se elaboraron cuatro capítulos, además de la introducción, conclusiones, recomendaciones, referencias bibliográficas y anexos correspondientes; . Descripción del problema.. El sistema de distribución comprende la distribución primaria y secundaria, de las cuales solo se abordará en el presente capítulo lo referente a la distribución primaria y en particular sus características generales, situación actual de las redes en el país; además de las condiciones particulares para la estimación de cargas y los sistemas de gestión empleados por la Unión Eléctrica. . Determinación del consumo de energía en los transformadores de distribución a partir del SIGECO.. Para la caracterización de las cargas se usa la energía facturada por la Empresa Eléctrica en el territorio del municipio de Cabaiguán en el período comprendido desde enero de 2.

(14) Introducción 2015 hasta febrero de 2016. Con los datos de todos los clientes y la ayuda del programa MATLAB se desarrolla una herramienta que determina la energía diaria de los transformadores monofásicos y confecciona un libro Excel con los resultados ilustrados en forma de tabla asignándole una hoja de trabajo a cada banco monofásico. . Estimación de carga en los circuitos de distribución.. Con el desarrollo de una herramienta computacional que dadas las mediciones totales del circuito en un día característico y contando con una base de datos actualizada de la estructura del circuito y las potencias de los transformadores de distribución, pueda determinar una estimación de las cargas que produzca resultados compatibles con las mediciones disponibles. . Pruebas a las metodologías.. En este capítulo se realiza una caracterización de los tres circuitos de distribución del municipio de Cabaiguán empleados, además de que se comprueba la factibilidad y funcionabilidad de las herramientas desarrolladas anteriormente en el segundo y tercer capítulos, a través de la realización de una serie de pruebas obteniendo resultados similares en tres de ellas.. 3.

(15) Capítulo I: Descripción del problema..

(16) CAPÍTULO I: DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA. Capítulo I: DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA 1.1 Introducción Un SEP comprende el conjunto de medios y elementos útiles para la generación, transmisión y la distribución de la energía eléctrica. Este conjunto está dotado de mecanismos de control, seguridad y protección. Su función primordial es la de llevar esta energía desde los centros de generación hasta los centros de consumo y por último entregarla al usuario en forma segura y con los niveles de calidad exigidos [2]. El sistema de distribución comprende la distribución primaria y secundaria, de las cuales solo se abordará en el presente capítulo lo referente a la distribución primaria y en particular sus características generales, situación actual de las redes en el país; además de las condiciones particulares para la estimación de cargas.. 1.2 Redes de distribución primaria Los sistemas de distribución de energía eléctrica son los encargados de transportar la energía eléctrica desde las subestaciones de energía a los consumidores finales, por lo tanto, cualquier falla en una de sus etapas genera pérdidas importantes tanto para las empresas que hacen parte del proceso como para los usuarios. [3] Aproximadamente las 2/3 partes de la inversión total del sistema de potencia, están dedicadas a la parte de distribución (Gigante Invisible), lo que implica necesariamente un trabajo cuidadoso en el planeamiento, diseño y construcción y en la operación del sistema de distribución, lo que requiere manejar una información voluminosa y tomar numerosas decisiones, lo cual es una tarea compleja, pero de gran trascendencia. En la Figura 1.1 se observa un SEP típico en la cual se destaca el subsistema de distribución, este está compuestos por [4]: . Subestaciones receptoras secundarias: donde se transforma la energía recibida de las líneas de subtransmisión y dan origen a los circuitos de distribución primarios.. . Circuitos primarios: que recorren cada uno de los sectores urbanos y rurales suministrando potencia a los transformadores de distribución a voltajes como 13,8 o 7,62 kV y 4,16 o 2,40 kV.. . Transformadores de distribución: se conectan a un circuito primario y suministran servicio a los consumidores o abonados conectados al circuito secundario.. 5.

(17) CAPÍTULO I: DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA . Circuitos secundarios: encargados de distribuir la energía a los usuarios con voltajes como 120/240 ó 240/480 V y entre otros menos comunes.. Figura 1. 1 Ubicación del subsistema de distribución dentro del SEP.. Las redes de distribución primaria presentan diferencias con respecto a las de transmisión en características muy particulares, entre las cuales predominan las siguientes [5]:  Topologías radiales.  Múltiples conexiones (monofásicas, bifásicas, etc.).  Cargas de distinta naturaleza.  Alta razón R/X (líneas de resistencias comparables a las reactancias).  Líneas sin transposiciones.  Menor recorrido. 1.2.1 Clasificación de las redes de distribución primaria Existen varios tipos de clasificación como puede ser de acuerdo a:  Su ubicación o tipo de construcción [6]: . Aéreas. . Soterradas. . Mixtas 6.

(18) CAPÍTULO I: DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA  Por el servicio que prestan: . Residenciales. . Alumbrado. . Industriales. . Mixtas. . Comerciales.  Por la densidad de carga o tipo de área servida: . Rurales. . Urbanas. . Lazo. . Mixtas.  Por su configuración . Radiales. . Malla. 1.2.2 Redes de distribución aérea En esta modalidad, el conductor que usualmente está desnudo, va soportado a través de aisladores instalados en crucetas, en postes de madera o de concreto. Se muestra en la Figura 1.2 la disposición de los conductores según el nivel de voltaje en redes aéreas a modo de ejemplo.. Figura 1. 2 Estructura física de un subsistema de distribución típico.. Al comparársele con el sistema subterráneo tiene las siguientes ventajas y desventajas [4]:  Ventajas . Costo inicial más bajo.. . Son las más comunes y materiales de fácil consecución.. . Fácil mantenimiento. 7.

(19) CAPÍTULO I: DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA . Fácil localización de fallas.. . Tiempos de construcción más bajos..  Desventajas . Mal aspecto estético.. . Menor confiabilidad.. . Menor seguridad (ofrece más peligro para los transeúntes).. . Son susceptibles de fallas y cortes de energía ya que están expuestas a condiciones adversas.. 1.2.3 Redes de distribución subterránea Son aquellas líneas en las que el conductor va situado por debajo del nivel del suelo. Sus costos de instalación y mantenimiento son superiores a los de las líneas aéreas (dado que es necesario ejecutar la construcción de zanjas, señalización, conductores especiales, etc.), se dificulta la localización de las fallas; sin embargo, presentan la ventaja de que son menos peligrosas y no rompe la armonía del espacio durante el recorrido de la línea, además de que se gana en confiablidad y seguridad en la red. Las líneas subterráneas, así mismo, pueden instalarse en tres modos diferentes: . Directamente enterradas. . Bajo tubo o conducto. . En galerías de servicio. Por estas características son idóneas para instalaciones en grandes ciudades o centros industriales, mientras que las líneas aéreas son más utilizadas en zonas abiertas fuera de los núcleos urbanos o en la periferia de éstos. 1.2.4 Configuración radial de los circuitos de distribución primaria La configuración más habitual para un circuito primario de distribución es la de un circuito radial. Esta configuración presenta ciertas ventajas ante los circuitos de lazo y mallados: . La protección contra fallas es más sencilla.. . Los niveles de corriente de falla son menores.. . La regulación de tensión es más simple de implementar. 8.

(20) CAPÍTULO I: DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA . El control del flujo de potencia es más sencillo.. . El sistema resulta menos costoso.. La configuración de un circuito radial puede presentar diversas variantes [7]:  Alimentador único En esta configuración toda la energía es suministrada por un único alimentador que parte desde la subestación. Si por alguna razón dicho alimentador quedara fuera de servicio (falla, mantenimiento, etc.), todas las cargas alimentadas se quedarían sin servicio. Aunque solo exista un alimentador que parte de la subestación, éste puede ramificarse para poder cubrir una mayor área; estas ramificaciones no deben de ser confundidas con los circuitos laterales, ya que los circuitos laterales poseen una capacidad inferior a la del alimentador principal, mientras que las ramificaciones poseen la misma capacidad. En la Figura 1.3 se muestra la configuración de alimentador único simple y ramificado.. Figura 1. 3 Configuración alimentador único (simple y ramificado)..  Lazo abierto. Para la configuración de lazo abierto existen dos alimentadores que parten de la misma subestación y que están unidos en sus extremos por un seccionador que se encuentra normalmente abierto. En la Figura 1.4 se muestra un ejemplo con esta configuración.. 9.

(21) CAPÍTULO I: DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA. Figura 1. 4 Configuración lazo abierto.. Cada alimentador posee un cierto número de circuitos a los cuales suministra energía en condiciones normales, pero tiene la capacidad de suministrar la potencia requerida por los circuitos asignados al otro alimentador. En caso de que uno de los alimentadores salga de servicio el seccionador será operado, para que las cargas, suministradas por el alimentador fuera de servicio, sean transferidas al alimentador activo. 1.2.5 Circuitos de distribución tipo lazo Los circuitos en lazo mantienen la característica de poseer sólo un punto de alimentación, pero establecen dos caminos para la alimentación de las cargas; lo que permite que tengan menores caídas de voltaje y pérdidas de potencia que las redes radiales. Además, ante un fallo en una de las ramas, es posible alimentar a las cargas como si fuesen dos redes radiales independientes; las principales desventajas de las redes en lazo con respecto a las radiales radican en sus mayores inversiones iniciales y en la mayor complejidad de su sistema de protecciones [8]. 1.2.6 Circuitos de distribución mallados El uso de estos circuitos se limita a zonas densamente pobladas, donde los consumidores requieren un alto grado de fiabilidad en el suministro de energía eléctrica. Su mayor aplicación se centra en la distribución y más particularmente en la distribución secundaria. La red o malla secundaria se forma interconectando todos los transformadores, de forma que prácticamente cada transformador contribuya a todas las cargas en alguna medida; en este caso los transformadores son trifásicos conectados en estrella sólidamente aterrada con voltajes de 120/208 V, esta red ofrece una alta 10.

(22) CAPÍTULO I: DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA confiabilidad en el servicio, otra de sus ventajas es su excelente regulación de voltaje muy superior a la de los demás circuitos antes analizados [9]. 1.2.7 Importancia de las redes de distribución Las redes de distribución primaria ocupan un lugar importante en el sistema electroenergético, siendo su función: tomar la energía eléctrica de la fuente y distribuirla o entregarla a los consumidores. La efectividad con que las redes de distribución realizan esta función se mide en términos de regulación de voltaje, continuidad del servicio, flexibilidad, eficiencia y costo. El costo de las redes de distribución representa aproximadamente el 50% del costo del sistema eléctrico en su conjunto. Estas redes deben ser capaces de brindar servicio con un mínimo de variaciones de voltaje y de interrupciones, y en caso de que ocurran interrupciones del servicio, estas deben ser de corta duración y afectar al menor número posible de consumidores [10].. 1.3 Peculiaridades de los circuitos de distribución en Cuba En el sistema electroenergético cubano están presentes todos los subsistemas de un SEP, incluida la generación distribuida a partir de la Revolución Energética. Por ser el sistema de distribución el que se encarga de enlazar a la red los usuarios, con un nivel de voltaje inferior a 34,5 kV; juega un papel importante ya que se encarga de recibir la energía y distribuirla a los niveles de tensión establecidos, manteniendo una adecuada continuidad y calidad del servicio de suministro a cada cliente. En Cuba, la distribución primaria se realiza mediante circuitos radiales trifásicos a cuatro hilos (tres fases y neutro) a voltajes de 13.8 kV (preferido) o 4.16 kV en los circuitos más antiguos. Estos circuitos pueden contener ramales de solo dos fases y neutro (bifásicos) o de una fase y neutro (monofásicos). La distribución secundaria emplea en lo fundamental un sistema delta con voltajes 240/120 V para cargas monofásicas y 240 V para cargas trifásicas [11]. Además, como parte de la Revolución Energética las redes de distribución primaria que operan a 2400 V, se han convertido paulatinamente su operación a 7620 V en cuanto a parámetros de fase; exceptuando algunos circuitos en que los transformadores monofásicos utilizados son de 19 kV. El tipo de banco de transformador a utilizar, depende de las proporciones de cargas monofásicas y trifásicas que se deben servir, por lo que pueden presentarse los siguientes casos [12]: 11.

(23) CAPÍTULO I: DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA a) Bancos de un transformador: Se emplean para dar servicio a cargas monofásicas (conexión de fase a neutro o entre fases). b) Bancos de dos transformadores: Se usan para servir cargas mixtas con las monofásicas mayoritarias (conexión estrella abierta-delta abierta, o delta abierta-delta abierta). c) Bancos de tres transformadores: se utilizan para alimentar cargas mixtas con cargas trifásicas predominantes (conexión estrella-delta o delta-delta).. 1.4 Consideraciones del sistema eléctrico en la provincia de Sancti Spíritus En Sancti Spíritus la utilización de la energía eléctrica, por vez primera, data del 14 de marzo de 1891 cuando Alfredo Estiefel, residente de la localidad, deslumbra a los espirituanos con la instalación de un foco en la Plaza de Armas, hoy parque Serafín Sánchez. Posteriormente, el 17 de enero de 1900 recibe energía eléctrica desde una planta que con vapor generaba electricidad, la cual fue sustituida a finales del siglo por una hidroeléctrica, primera de su tipo en Cuba, que construyó el Ing. Rafael Gutiérrez. Ambas plantas fueron vendidas a la Compañía Cubana de Electricidad y funcionaron hasta 1925 cuando Sancti Spíritus fue enlazada al sistema nacional por una línea de 33 kV desde las inmediaciones del Central Tuinucú [13]. En la actualidad la provincia cuenta con siete subestaciones, de ellas cuatro son 110/34.5 kV y tres de 110/13.8 kV. La más antigua de estas es la enmarcada en Tuinucú, que se encarga de servir energía a parte del municipio de Cabaiguán, de La Sierpe y la zona rural e industrial de Sancti Spíritus, este último recibe la energía eléctrica a través de dos líneas de 33 kV. La parte restante de Cabaiguán se alimenta de la subestación de igual nombre, y el resto del municipio Sancti Spíritus se sirve de dos subestaciones, Sancti Spíritus 1 y 2, también de 110/13.8 kV. La subestación Jatibonico sirve a este municipio, a la parte restante de La Sierpe y Taguasco. Tanto Yaguajay como Trinidad se alimentan de subestaciones 110/34.5 kV instaladas en el año 2009.Trinidad recibe la energía desde una línea de 110 kV proveniente de Cienfuegos y el municipio de Fomento se alimenta desde una línea que parte de Placetas, provincia de Villa Clara. Además, se cuenta con la subestación de110/6.3 kV con 20 MVA, que suministra energía de manera expresa a la fábrica de cemento Siguaney [2]. Además, en el año 2015 se produce el enlace de la provincia a la red de 220 kV con la instalación de una moderna subestación en las inmediaciones de la ubicada en Tuinicú; y 12.

(24) CAPÍTULO I: DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA señalar que la provincia cuenta con generación distribuida de tecnología Fuel-Oil y Diésel.. 1.5 Sistemas de Gestión de la Unión Eléctrica En la actualidad muchos países cuentan con sistemas computacionales, para el control de la distribución de la energía eléctrica y su comercialización. Estos brindan grandes posibilidades para el diseño, control y manejo de las redes y evolucionan con los cambios estructurales y avances tecnológicos del dominio donde se aplican. Uno de los sistemas más destacados en el mundo es la familia de aplicativos para la Gestión del Sector Eléctrico (iGSE), desarrollado por la empresa Innova, que recoge una amplia gama de aplicaciones para empresas del sector eléctrico. Construye soluciones informáticas para distribuidoras, comercializadoras y empresas productoras de energía [14]. Nuestro país dispone del Sistema de Gestión Comercial (SIGECO) y el Sistema Integral de Gestión de Redes (SIGERE) que forman parte del Sistema de Gestión de la Unión Eléctrica [15]. 1.4.1 Sistema de Gestión Comercial El SIGECO se encarga de ejercer un control sobre todos los consumidores, ya sean del sector residencial o estatal. Realiza a su vez una diferenciación entre los clientes mayores y menores. Su control abarca datos técnicos como: número y tipo de metro, lecturas realizadas, así como información referente al consumidor. A continuación, se muestran los puntos principales que este abarca: . Solicitud de nuevo servicio.. . Recepción de los listados de cargos.. . Reconexiones.. . Entrega del cobro.. . Atención. . Cierre de la ventanilla.. ventanillas.. . Cierre de submayores.. Recepción de cobradores.. . Apertura de la ventanilla.. . a. clientes. en. El sistema puede proveer una fuente importante de información utilizable como un sistema de monitoreo. Permite organizar estratégicamente la función de cobro y efectuar un seguimiento más estrecho de las gestiones con el cliente. Combina la consultoría estratégica con el software de apoyo y es una herramienta para que el deudor reciba un tratamiento personalizado, que garantiza la seguridad de los datos del cliente [16]. 13.

(25) CAPÍTULO I: DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA 1.4.2 Sistema de Gestión de Redes El SIGERE es una evolución del Sistema de Gestión de Distribución (SIGEDI) cuyo alcance inicial era a partir de las barras de 33 kV y los Despachos de Distribución. El Sistema deberá recoger datos técnicos, económicos y de gestión que faciliten la operación, explotación, estudios, planificación y gestión de las redes en las empresas eléctricas incluyendo el intercambio de información entre los diferentes niveles estructurales [17]. Este sistema es utilizado con el objetivo de adquirir los clientes que están conectados a un banco determinado, es decir, se asigna a cada cliente reportado en el SIGECO el código del banco al que pertenecen.. 1.6 Condiciones particulares para la estimación de las cargas en los circuitos de distribución cubanos La base para cualquier tipo de estudio a realizar en un circuito de distribución es el conocimiento con la mayor precisión posible de las cargas eléctricas suministradas por los distintos bancos de transformadores o transformadores monofásicos del circuito. La única forma de conocer la magnitud de las cargas es medirlas, e incluso las mediciones solo serán válidas para el momento en que estas se realizan. Sin embargo, los circuitos de distribución en Cuba carecen de instrumentación para monitorear la carga en los bancos de transformadores de distribución y la experiencia dice que normalmente no se dispone de tomas de carga de los mismos. Últimamente se han instalado metro-contadores de energía en algunos transformadores monofásicos de distribución en algunos territorios (los circuitos utilizados son ejemplo de estos bancos), pero aún no se ha generalizado esta práctica. Por otra parte, la existencia de los registros de la facturación de la energía a los consumidores estatales y residenciales es otra posible contribución a la medida de la carga, pero aquí el problema reside en contar con una base de datos fiable que refiera que banco de transformadores alimenta a cada consumidor. Además, estas mediciones solo permitirían caracterizar la energía consumida. De esta manera, se puede concluir que comúnmente no existen mediciones actualizadas de las cargas y se hace casi imposible realizarlas antes de hacer cualquier tipo de estudio que se requiera. Esto lleva muchas veces a los especialistas a estimar las cargas en los 14.

(26) CAPÍTULO I: DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA diferentes bancos de transformadores (potencia activa y reactiva máximas de la carga monofásica y trifásica, así como el comportamiento horario de dicha carga). Esta estimación se realiza mediante diferentes criterios que pueden ser más o menos exactos y que muchas veces introducen errores apreciables. Además, en el caso de estudios en que es importante la caracterización de la carga por fase, como es el caso de los análisis para el balance de fases, se complica más aún esta estimación. Normalmente, todos los circuitos de distribución primaria utilizan recerradores Nulec o dispositivos Ion que monitorean constantemente el circuito, por lo cual se dispone de mediciones de los parámetros totales del circuito: potencia activa, reactiva y aparente, factor de potencia, tensiones y corrientes de fase y corriente de neutro entre otros. Por lo tanto, aunque no se dispone de mediciones en los bancos de transformadores, si se conocen los valores de los parámetros totales del circuito y su comportamiento horario. Estas mediciones totales del circuito pueden emplearse como base de comparación para determinar si una estimación dada de las cargas puede estar cerca o lejos de la realidad.. 15.

(27) Capítulo II: Determinación del consumo de energía en los transformadores de distribución a partir del SIGECO.. 16.

(28) CAPÍTULO II: DETERMINACIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA EN LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN A PARTIR DEL SIGECO. Capítulo II: DETERMINACIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA EN LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN A PARTIR DEL SIGECO 2.1 Introducción Para la caracterización de las cargas se usa la energía facturada a los usuarios o clientes por la Empresa Eléctrica en el período comprendido desde enero de 2015 hasta febrero de 2016. Los usuarios están agrupados por la forma de pago en efectivo (asociado al residencial o población en general) o mediante transferencias bancarias (asociado a los clientes estatales); por lo que la gestión comercial de la entidad es almacenada en el SIGECO (residencial) y dentro de este el MAESTRO (mayor, menor y prepago). La herramienta se desarrolla en el ambiente de programación de MATLAB, halla la energía diaria consumida en los bancos monofásicos y exporta los datos en forma de tabla en un libro de Excel.. 2.2 Funcionamiento de la herramienta computacional Esta herramienta es desarrollada en la plataforma de MATLAB R2013a; consiste en encuestar las consultas hechas al SIGECO y MAESTRO para recopilar los datos necesarios de cada cliente y hallar la energía en cada banco monofásico. La aplicación funcional trabaja según lo dispuesto en el diagrama funcional ilustrado en la Figura 2.1, donde se describe la comunicación entre las funciones para obtener el resultado (libro de Excel) de la función de ENERGÍA_BANCO.. Figura 2. 1 Diagrama funcional de la aplicación. 17.

(29) CAPÍTULO II: DETERMINACIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA EN LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN A PARTIR DEL SIGECO La. sentencia. xlsread. es. utilizada. en. las. funciones. BASE_RESIDENCIAL,. MAESTRO_CAB, CELAJE y CLIENTES_SECUNDARIOS para cargar los datos provenientes de las consultas realizadas al SIGECO, MAESTRO y la actualidad del circuito de distribución. Estas funciones básicamente operan para reducir de los datos disponibles lo interesado para el estudio, como es el caso del nombre y código del cliente, banco a que pertenece, consumo, días de lectura, mes de facturación, tipo de conexión; además de los códigos de los bancos monofásicos con y sin medición instalados. Además, es utilizada una función complementaria a la herramienta llamada N_COLUMNAS que sirve para buscar algún elemento dentro del encabezado de una base de datos devolviendo la posición del mismo, siendo una forma para fijar el número de la columna que interesa dándole como entrada el nombre y las columnas en forma de celdas. Con. las. funciones. CLIENTES_SECUNDARIOS,. RESIDENCIAL_DIARIO. y. MAESTRO_DIARIO se van calculando la energía según el tipo de cliente, utilizando como sentencias fundamentales el ciclo for y strcmp, almacenando la suma de la energía y el número de clientes. Mientras que las funciones MONOCM y MONOSM operan igual, pero se distinguen en que una es para los bancos monofásicos con medición y la otra sin medición respectivamente; utilizando la sentencia xlswrite para escribir el libro Excel. 2.2.1 Energía en los bancos monofásicos (fx. ENERGIA_BANCO) Constituye la función principal o puerta de entrada hacia la herramienta desarrollada, desde la cual son llamadas las demás funciones según su operación y orden lógico para cargar los datos necesarios, procesarlos y escribir las tablas en cada hoja del libro Excel. La sintaxis de operación de esta función es el nombre y las variables de entrada mostrado a continuación: ENERGIA_BANCO(name_circuit, dir_res, dir_celaje, dir_maestro, dir_sec, dir_export) Sus variables de entradas son el nombre del circuito, las direcciones donde se encuentran los datos y la localización donde se desee el libro Excel; todas ellas se deben introducir en forma de string. Constituyen los nombres de los archivos seguidos de su extensión (“.xls” o “.xlsx”) para el caso de que el archivo se encuentre en el mismo directorio de trabajo de MATLAB, sino hay que especificar los niveles del directorio, donde se encuentra el archivo, separados por el símbolo que indica la división (“/”) y a 18.

(30) CAPÍTULO II: DETERMINACIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA EN LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN A PARTIR DEL SIGECO continuación el nombre; para todas excepto DIR_EXPORT que sería solamente el directorio donde se desea que este el libro Excel con las tablas de energía. Además, dentro de esta función se crea una variable nombrada “meses” como una matriz de celdas de tres filas, esta matriz se corresponde con los meses en los cuales están comprendidos los datos disponibles, en la primera y segunda fila es para el nombre de los meses en string y la tercera para los días del mes anterior en formato double. El ejemplo para el mes de enero del año 2015 seria “012015”, “Enero_2015”, “31” en las tres filas respectivamente, la cantidad de columna sería igual el número de meses comprendidos en los datos. 2.2.2 Datos de clientes no estatales (fx. BASE_RESIDENCIAL) Esta función se encarga de tomar la consulta hecha al SIGECO y reducir esta base de datos. Para ello la consulta tiene que estar almacenada en formato Excel con la dirección especificada (variable de entrada), y guardados los datos en la “Hoja1”. La sintaxis de operación de esta función es la variable de salida, el nombre y la variable de entrada mostrado a continuación: [base]=BASE_RESIDENCIAL(dir_res) La variable de entrada tiene que estar en formato string y constituye el nombre del archivo en el cual se encuentran los datos de los clientes no estatales, además de que en formato de celdas se encuentra la variable de salida. 2.2.3 Información sobre los circuitos (fx. CELAJE) La función CELAJE importa desde un documento Excel los datos que se necesitan de los bancos de transformadores entiéndase los códigos, capacidad, conexión y la existencia de medición en el transformador; datos que son preparados en una hoja del documento nombrada por el nombre del circuito primario. En la Tabla 2.1 se muestra el encabezado que debe tener el informe del celaje por alimentador, destacar que la columna que se refiere a la conexión del banco cuando se trate de monofásicos se tiene que poner “mono” y en el caso de que fuera un banco con medición marcar la celda con una “x” minúscula. Tabla 2. 1 Ejemplo del informe del celaje que se necesita. Código de banco. Potencia (kVA). Fase. Metrado. Conexión. CBxxx CBxxx. 000 000. a b. x. mono mono 19.

(31) CAPÍTULO II: DETERMINACIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA EN LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN A PARTIR DEL SIGECO La sintaxis de operación de esta función es las variables de salida, el nombre y las variables de entrada: [transf_celaje, bancos1fcm, bancos1fsm]=CELAJE(dir_celaje, name_circuit) Presenta todas sus variables de salida tipo matriz de celdas y se tienen que introducir todas las variables de entrada en forma de string. En TRANSF_CELLAJE se almacenan todos los bancos, mientras que en BANCOS1FCM y BANCOS1FSM son los monofásicos con medición y sin medición respectivamente. Además, DIR_CELAJE y NAME_CIRCUIT son variables tipo string que se corresponden con la dirección del documento Excel. 2.2.4 Clientes no estatales por banco (fx. CODIGO_BANCO) La función CODIGO_BANCO crea una estructura de datos con los clientes no estatales asociados a su banco de transformador para un circuito primario almacenada en la variable CTO en forma de estructura. La sintaxis de operación de esta función es la variable de salida, el nombre y las variables de entrada: [cto]=CODIGO_BANCO(base, transf_celaje) La variable de entrada BASE y TRANSF_CELAJE están en formato de celdas, una es la base de datos de los clientes y la otra contiene todos los bancos de transformadores que se corresponden con el circuito primario interesado. Los datos de los clientes son accedidos mediante la estructura, utilizando el código del banco, de la forma “cto.CBxxx”. 2.2.5 Datos de los clientes estatales (fx. MAESTRO_CAB) Esta función se encarga de tomar la consulta hecha al MAESTRO y reducirla a una base de datos, señalar que los datos disponibles están agrupados por meses almacenados en documentos Excel por separados, de extensión “.xlsx”, y guardado los datos en la “Hoja1”. La sintaxis de operación de esta función es la variable de salida, el nombre y las variables de entrada: [maestro]=MAESTRO_CAB(dir_maestro, meses) La variable de entrada MESES es la creada en la función ENERGIA_BANCO, de la cual solo se utiliza la segunda fila; y DIR_MAESTRO es el directorio donde se encuentran los documentos Excel, cuyos nombres se corresponde con el mes de la facturación de los clientes estatales. Su variable de salida MAESTRO es una estructura a la que se accede por el nombre del mes, ejemplo: “maestro.Enero_15”. Los datos que se almacenan en 20.

(32) CAPÍTULO II: DETERMINACIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA EN LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN A PARTIR DEL SIGECO esta estructura son los relacionados con: el nombre, tipo de servicio, energía activa total y desglosada, la energía reactiva, el banco conectado, y dependencia municipal. 2.2.6 Bancos monofásicos con medición (fx. MONOCM) La función trabaja sobre un ciclo for con los bancos monofásicos que presentan medición para calcular por cada banco la energía diaria (en el banco y por los clientes), el número de clientes y el error que presenta las mediciones del banco con respecto a la consumida por los clientes. Esta función es la encargada de escribir las tablas correspondientes a los bancos monofásicos con medición en el libro de Excel; por lo que son llamadas las funciones RESIDENCIAL_DIARIO, MAESTRO_DIARIO y CLIENTES_SECUNDARIOS calculando la energía de acuerdo al tipo de cliente. La sintaxis de operación de esta función es, el nombre y las variables de entrada: MONOCM(bancos1fcm, meses, maestro, dir_sec, cto, dir_export, name_circuit). Las variables de entrada BANCOS1FCM, MESES, MAESTRO y CTO son matrices de celdas; siendo una la relación de los bancos que presentan medición del circuito, la variable declarada en la función ENERGIA_BANCO (aquí se utiliza la fila dos) y la base de datos de los clientes estatales y la estructura de con los datos de la base para los clientes no estatales, respectivamente; además de las restantes son tipo string siendo la dirección del archivo en formato Excel donde se encuentra la base de los clientes secundarios (no es más que la información de los bancos que tienen medición), el directorio hacia donde se exportará el libro Excel y el nombre del circuito interesado. 2.2.7 Bancos monofásicos sin medición (fx. MONOSM) Al igual que la función MONOCM su operación es dentro de un ciclo for, pero la diferencia radica en que trabaja para los bancos monofásicos que no presentan medición por secundario y que por ende no es calculada la energía en el banco ni el error. Esta función es la encargada de escribir las tablas correspondientes a los bancos monofásicos sin medición en el libro de Excel; por lo que son llamadas las funciones RESIDENCIAL_DIARIO y MAESTRO_DIARIO calculando la energía de acuerdo al tipo de cliente. La sintaxis de operación de esta función es, el nombre y las variables de entrada: MONOSM(bancos1fsm, meses, maestro, cto, dir_export, name_circuit) Su diferencia con respecto a la anterior función de acuerdo a las variables de entrada es que la relación de los bancos son los que no presentan medición. 21.

(33) CAPÍTULO II: DETERMINACIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA EN LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN A PARTIR DEL SIGECO 2.2.8 Energía diaria para los clientes no estatales (fx. RESIDENCIA_DIARIO) En esta función se calcula la energía diaria para los clientes no estatales o residenciales evidenciando en su sintaxis de operación las variables de salida, el nombre y las variables de entrada: [CBres, conteo_res]=RESIDENCIAL_DIARIO(d, meses) La variable de entrada D son los datos de los clientes asociados a un banco en específico y MESES es la variable que se declara en la función ENERGIA_BANCO utilizando solo la primera fila. Mientras que el CONTEO_RES aportaría el número de clientes por los meses almacenado en un vector al igual que CBRES sería para la sumatoria de energía diaria de los clientes residenciales conectados al banco específico. 2.2.9 Energía diaria para los clientes estatales (fx. MAESTRO_DIARIO) Aquí se calcula la energía diaria para los clientes estatales siendo igual la estructura de la sintaxis de operación a la función anterior: [CBmaes, conteo_maes]=MAESTRO_DIARIO(maestro, b, meses) MESES es la variable declarada en la función principal ENERGIA_BANCO utilizando las filas dos y tres, y MAESTRO es la base de datos de los clientes estatales por meses, mientras que B es el banco específico de los que se quiere conocer la cantidad de clientes (CONTEO_MAES) y la energía diaria de estos (CBMAES) almacenados como un vector en función del mes de facturación. 2.2.10. Energía. del. transformador. que. presenta. medición. (fx.. CLIENTES_SECUNDARIOS) Esta función se encarga de cargar desde un documento Excel los datos de los servicios instalados en algunos bancos monofásicos para suministrarle así la energía del banco a la función MONOCM. Su sintaxis está compuesta por las variables de salida, el nombre y las variables de entrada: [CB]=CLIENTES_SEC UNDARIOS(dir_sec, b, meses) El string DIR_SEC es la dirección donde está el documento que posee los datos de los servicios secundarios y B es el banco específico por el que se usa para comparar con todos los que están en los datos, mientras que MESES sigue siendo la matriz de celdas utilizando la primera fila; Además de que CB es la energía diaria que hay en el banco en forma de vector según la cantidad de meses. 22.

(34) CAPÍTULO II: DETERMINACIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA EN LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN A PARTIR DEL SIGECO. 2.3 Aporte de la herramienta El resultado de la herramienta es la confección de un libro de Excel (cuyo nombre es el del circuito y sus hojas de trabajo el código del banco) en el cual por cada banco monofásico se construye una tabla como la mostrada en la Tabla 2.2. Tabla 2. 2 Plantilla de las tablas que se confeccionan.. …. Meses. …. Promedio. 5%. 10%. 15%. Ediaria banco Ediaria consumida Número de clientes % de Error Cantidad de meses: En la Tabla 2.2 se muestra la plantilla para los bancos monofásicos con medición y para el caso de los sin medición se omiten las columnas de los porcientos con las filas dos, cinco y seis. La energía se calcula en base a un día, una es la registrada en el banco (segunda fila), esta se corresponde con la medición del transformador; y la otra es la consumida por los clientes (tercera fila), calculando el error de estas expresado en porciento y el número de clientes en el mes. De la plantilla ilustrada en la Tabla 2.2, los valores de la columna ‘‘promedio’’ se corresponde con la media de los datos desplegados en las filas de energía y número de clientes, con el error existente entre las energías. Señalar que también las columnas de los porcientos muestran valores promedios de los meses que presentan un error inferior al indicado en la columna, y la cantidad de meses en que es inferior el error indicado.. 2.4 Consideraciones de la metodología de cálculo de la energía Para la determinación de la energía diaria en cada banco monofásico es empleada la ecuación 2.1, donde 𝑖 es el número de clientes conectados al banco; mostrando el valor en las tablas según el mes correspondiente de facturación.. 𝐸𝑑𝑖𝑎𝑟𝑖𝑎 = ∑𝑖1 (. 𝐸𝑓𝑎𝑐𝑡 ⁄𝑛 ) 𝑑𝑖𝑎𝑠. (2.1). 23.

(35) CAPÍTULO II: DETERMINACIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA EN LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN A PARTIR DEL SIGECO El cálculo es determinado en un ciclo iterativo con los bancos de transformadores monofásicos siempre teniendo en cuenta que puede servir a cualquier tipo de clientes y respetando los meses de la facturación de los clientes. Los datos con que opera la herramienta son por una parte la medición del transformador, además de las mediciones de los clientes servidos por el transformador; por lo que se debe señalar que en teoría debe coincidir el tiempo para ambas mediciones. Elemento este incierto en la práctica, debido a que el ciclo de facturación para todos los clientes de un banco varia en el tiempo, producto de que en la gestión empresarial son identificados y organizados por ruta y folio los clientes y no por bancos. Además, es importante señalar que la facturación corresponde con la energía consumida en el mes vencido posterior a la fecha de lectura; es decir, la modalidad de pago establecida por la Empresa Eléctrica a muchos de sus clientes consiste en: consumir primero y después abonar el importe, en resumen, un servicio pospago.. 2.5 Análisis del valor de error El valor de error, calculado y mostrado en las tablas antes descritas según la Tabla 2.2, se calcula según la ecuación 2.2, relacionando la energía consumida (o facturada a los clientes) con la registrada en el transformador por lo que este número debe ser mayor que cero y menor al 10% debido a las pérdidas.. 𝐸𝑟𝑟𝑜𝑟 =. 𝐸𝑏𝑎𝑛𝑐𝑜 −𝐸𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 𝐸𝑏𝑎𝑛𝑐𝑜. ∗ 100. (2.2). Este error debe estar por el orden del 5-10% debido a que existen pérdidas en el circuito secundario, siendo este valor una muestra de la actualización de las bases de datos de los clientes, independientemente de que intervienen muchos factores. 2.5.1 Posibles fuentes del error . Pérdidas técnicas. Las pérdidas de energía equivalen a la diferencia entre la energía entregada por el transformador y la energía consumida por los clientes desechando las pérdidas de origen no técnico; afectando la operación y la eficiencia de la entidad suministradora. Esta es propia de los elementos que conforman la red tales como conductores secundarios, acometida y equipo de medición. 24.

(36) CAPÍTULO II: DETERMINACIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA EN LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN A PARTIR DEL SIGECO . Fraude. El fraude abarca todas las adulteraciones a los equipos de medición y la modificación ilegal de las conexiones, con el fin de disminuir el total de energía que le es facturada a los clientes. . Errores en medición del equipamiento. Este tipo de error se puede presentar por varias causas: la no calibración, daño, instalación defectuosa o alterada del equipo; sucedidas de forma natural, accidental o intencionada. . Proceso de facturación. Las lecturas de los equipos de medición no se toman de forma simultánea, determinado por el ciclo de lectura desigual para algunos clientes dentro del mismo banco. Además, las estimaciones realizadas por la supervisión ante eventualidades a las que se enfrenta el lector-cobrador, tales como equipo de medición detenido, casa cerrada, etc.; al igual que servicios eventuales y en conexión directa existentes. . Información de los clientes. Se refiere al grado de actualización que tiene cada cliente con respecto al banco de transformadores a los que está conectado, aspecto considerado en el momento del nuevo servicio, pero ante modificaciones de las redes no siempre se actualiza por parte de los especialistas técnicos en coordinación con los comerciales.. 2.6 Función de enlace con el ESTIMADOR La herramienta que se desarrolla en el Capítulo 3, necesita de un fichero Excel con los datos de las cargas instaladas al circuito, además de que en su operación está definida el trabajo con las energías calculadas en cada banco de transformador monofásico. Por lo que se hace necesario hacer la conexión del libro Excel creado por ENERGIA_BANCO con otro fichero compatible para la entrada de los datos necesarios del ESTIMADOR. Esta herramienta trabaja sobre el archivo de entrada de datos colocando las energías de los bancos monofásicos del circuito que se extraen de las tablas agrupadas en el libro de Excel con nombre del circuito, antes definido. Su programación se basa en un ciclo switch ya que se definen varias opciones al ejecutar la herramienta como son el uso de la energía de acuerdo al día característico (corresponde 25.

(37) CAPÍTULO II: DETERMINACIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA EN LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN A PARTIR DEL SIGECO con el mes de la facturación, al que pertenece el día), el promedio o la que presenta 5%, 10% o 15% de error en las energías, así va colocando los valores en las celdas que corresponda con las cargas definidas en el fichero construido para el ESTIMADOR. Nuevamente se utiliza la función n_columanas como un complemento al trabajo de la herramienta, así como el uso de las sentencias xlsread y xlswrite, if y for; brindando información al usuario sobre el estado de operación con la ilustración de mensajes en la consola de programación MATLAB.. 2.7 Ejemplo de tablas La herramienta produce el libro Excel donde se almacenan las tablas para los bancos monofásicos del circuito como se muestra en la Tabla 2.2; se debe señalar que en aras del espacio a mostrar en el documento se intercalan las filas y columnas para la Tabla 2.3 y 2.4 mostrando los resultados obtenidos. Tabla 2. 3 Resumen del CB440. Ediaria Ediaria consumida banco (kWh) (kWh) Ene_15 204,67 190,90 Feb_15 208,39 194,48 Mar_15 210,97 194,47 Abr_15 213,57 199,16 May_15 222,58 206,30 Jun_15 225,16 211,84 Jul_15 235,48 214,81 Ago_15 215,33 200,59 Sep_15 210,32 189,58 Oct_15 215,48 200,17 Nov_15 208,67 196,26 Dic_15 194,00 184,37 Ene_16 190,67 181,82 Feb_16 195,33 183,02 Promedio 210,76 196,27 5% 192,33 183,09 10% 210,76 196,27 15% 210,76 196,27 Meses. Número de clientes. % de Error. 30 30 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 30 31 30,79 30,50 30,79 30,79. 6,73 6,67 7,82 6,75 7,32 5,92 8,78 6,84 9,86 7,11 5,95 4,97 4,64 6,30 6,87 4,80 6,87 6,87. El banco de código CB440 es un banco con medición como se muestra en la Tabla 2.3, presentado un comportamiento durante el período de tiempo sin variaciones apreciables, 26.

(38) CAPÍTULO II: DETERMINACIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA EN LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN A PARTIR DEL SIGECO además de que en todos los meses es inferior el error al 10%; evidenciando que no hay mucha influencia de las posibles fuentes de error antes mencionadas. Tabla 2. 4 Resumen del CB105.. Meses Ene_15 Feb_15 Mar_15 Abr_15 May_15 Jun_15 Jul_15 Ago_15 Sep_15 Oct_15 Nov_15 Dic_15 Ene_16 Feb_16 Promedio. Ediaria consumida 514,83 476,50 466,53 491,85 501,25 509,21 524,00 505,75 515,07 526,07 494,93 516,45 513,40 473,60 502,10. Número de clientes 86 85 84 84 85 86 87 85 86 86 86 85 87 88 85,71. Uno de los bancos que no presentan medición es el CB105; mostrado en la Tabla 2.4 donde se aprecia un comportamiento homogéneo según la época del año, a pesar de que presenta variación en los clientes servidos.. 2.8 Conclusiones parciales  El grado de actualización de las bases de datos de los usurarios influye directamente en el resultado de la metodología propuesta, sumándole así una fuente de error.  Una forma de minimizar los errores introducidos a los resultados, debido a la no coincidencia en el tiempo de las mediciones de los bancos metrados, sería la consideración de los meses que presentan errores menores del 10%.  Es evidente que entre mayor sea el espacio de tiempo de los datos disponibles, se pueden identificar y mitigar errores presentes en las mediciones, además de que al considerar un gran espacio de tiempo se puede minimizar la influencia de una variable importante en la estimación de cargas (época del año).. 27.

(39) Capítulo III: Estimación de carga en los circuitos de distribución.. 28.

(40) CAPÍTULO III: ESTIMACIÓN DE CARGA EN LOS CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN. Capítulo III: ESTIMACIÓN DE CARGA EN LOS CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN 3.1 Introducción La base para cualquier tipo de estudio a realizar en un circuito de distribución es el conocimiento con la mayor precisión posible de las cargas eléctricas suministradas por los distintos bancos de transformadores o transformadores monofásicos del circuito. La carga se caracteriza normalmente por su magnitud pico (kW y kVAr) y por su comportamiento horario (gráfico de carga). Además, debido a las características de los bancos de transformadores que se emplean en estos circuitos, para determinar su corriente de carga en cada fase del circuito primario, es preciso conocer en todo momento la magnitud de la carga monofásica y trifásica del banco. Normalmente, todos los circuitos de distribución primaria utilizan recerradores Nulec o dispositivos Ion que monitorean constantemente el circuito, por lo cual se dispone de mediciones de los parámetros totales del circuito: potencia activa, reactiva y aparente, factor de potencia, tensiones y corrientes de fase y corriente de neutro entre otros. Por lo tanto, aunque no se dispone de mediciones en los bancos de transformadores (tomas de cargas), si se conocen los valores de los parámetros totales del circuito y su comportamiento horario. Estas mediciones totales del circuito pueden emplearse como base de comparación para determinar si una estimación dada de las cargas puede estar cerca o lejos de la realidad. A partir de esta consideración, se pretende desarrollar una herramienta computacional que dadas las mediciones totales del circuito en un día característico y contando con una base de datos actualizada de la estructura del circuito y las potencias de los transformadores de distribución, pueda determinar una estimación de las cargas que produzca resultados compatibles con las mediciones disponibles. Evidentemente, esta estimación solo puede considerarse como una aproximación posible a la realidad y puede estar más o menos distante de los datos reales.. 3.2 Ajuste de las cargas A partir de las expresiones para el cálculo de las corrientes en los terminales primarios en los distintos bancos de transformadores que se ofrece en la Tabla 3.1. 29.

(41) CAPÍTULO III: ESTIMACIÓN DE CARGA EN LOS CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN Tabla 3. 1 Corrientes en el primario de los transformadores.. Corrientes. I1 I2 I3. Banco de tres transformadores 2 𝑆1∅ ∗ 1 𝑆3∅ ∗ + ( ) + ( ) 3 𝑉1𝑛 3 𝑉1𝑛 ∗ 1 𝑆1∅ 1 𝑆3∅ ∗ − ( ) + ( ) 3 𝑉1𝑛 3 𝑉2𝑛 ∗ 1 𝑆1∅ 1 𝑆3∅ ∗ − ( ) + ( ) 3 𝑉1𝑛 3 𝑉3𝑛. Banco de dos transformadores 1 𝑆3∅ 𝑆3∅ ∗ 𝑆1∅ ∗ ( − ) +( ) 3 𝑉1𝑛 𝑉3𝑛 𝑉1𝑛 ∗ 1 𝑆3∅ 𝑆3∅ ( − ) 3 𝑉2𝑛 𝑉3𝑛. Transformador monofásico 𝑆1∅ ∗ ( ) 𝑉1𝑛. 0. 0. 0. Pueden determinarse las potencias aparentes por fase de la Tabla 3.1 multiplicando por las tensiones correspondientes: Tabla 3. 2 Potencias en el primario de los transformadores.. Potencias 𝑆1 = 𝑉1𝑛 × 𝐼1 ∗ 𝑆2 = 𝑉2𝑛 × 𝐼2 ∗ 𝑆3 = 𝑉3𝑛 × 𝐼3 ∗. Banco de tres transformadores 2 1 + 𝑆1∅ + 𝑆3∅ 3 3 1 𝑉2𝑛 1 − 𝑆1∅ ( ) + 𝑆3∅ 3 𝑉1𝑛 3 1 𝑉3𝑛 1 − 𝑆1∅ ( ) + 𝑆3∅ 3 𝑉1𝑛 3. Banco de dos transformadores 1 𝑉1𝑛 𝑆3∅ (1 − ) + 𝑆1∅ 3 𝑉3𝑛 1 𝑉2𝑛 𝑆3∅ (1 − ) 3 𝑉3𝑛. Transformador monofásico. 0. 0. 𝑆1∅ 0. En un circuito que suministra un conjunto de bancos de transformadores o transformadores monofásicos de distribución, la suma de todas las potencias por fase de dichas cargas debe igualar a la potencia total en cada fase del circuito 𝑆𝑡𝑜𝑡 si se desprecian las pérdidas. De esta manera, para un tiempo t, en cada fase k, debe cumplirse que: 𝑆𝑡𝑜𝑡𝑘,𝑡 ≈ ∑𝑁 𝑖=1 𝑆𝑖,𝑘,𝑡. (3.1). Donde 𝑁 es el número de cargas del circuito. Si no se tiene ninguna indicación sobre la potencia que puede estar llevando cada transformador, es razonable suponer que esta sea proporcional a dichas potencias, con lo cual se puede obtener una primera aproximación de la potencia de carga de cada transformador, de acuerdo a la fase primaria a que está conectado, es decir: 𝑆𝑖,𝑘,𝑡 ≈ 𝑆𝑡𝑜𝑡𝑘,𝑡 × (. 𝑆𝑡𝑟𝑓𝑖,𝑘 ) ⁄∑𝑁 𝑖=1 𝑆𝑡𝑟𝑓𝑖,𝑘. (3.2). 30.

(42) CAPÍTULO III: ESTIMACIÓN DE CARGA EN LOS CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN Esta expresión permite determinar un conjunto de potencias que sumadas igualan a la potencia medida en cada fase en el tiempo t. Sin embargo, cada tipo de banco de transformadores tiene cierta distribución de la carga entre las fases que es propia de las conexiones de dicho banco de transformadores según se determina en la Tabla 3.2. Por lo tanto, es necesario desarrollar un procedimiento que dadas las potencias estimadas en los distintos transformadores del banco S1, S2 y S3, pueda determinar unos valores de la carga monofásica S1φ y trifásica del banco S3φ, tales que las potencias por fase en el primario se acerquen a los valores estimados, pero siempre cumpliendo las relaciones propias de cada tipo de carga. En el desarrollo de las expresiones de estimación se va a considerar igual factor de potencia para la carga trifásica y la monofásica. Además, para evitar la sobrecarga de las expresiones, en el análisis siguiente se van a obviar los subíndices i, t que representan la carga y el tiempo para los que se hace el ajuste. 3.2.1 Transformadores trifásicos En este caso están tanto los transformadores trifásicos como los bancos de transformadores en conexión Y-Y que se emplean para suministrar carga balanceada. En este caso solo existe carga trifásica que se calcula como la suma de las cargas de cada fase: 𝑆1∅ = 0 𝑆3∅ = ∑3𝑘=1 𝑆𝑘. (3.3). Obtenida la carga trifásica, la nueva estimación de carga en cada fase es: 1. 𝑆1 = 𝑆2 = 𝑆3 = 3 𝑆3∅. (3.4). 3.2.2 Bancos de tres transformadores Y-∆ Este banco tiene tanto carga monofásica como trifásica y si no hay una indicación de la carga de cada transformador, se puede considerar que la carga se reparta proporcional a la potencia de los transformadores, es decir, que operen a igual coeficiente de carga. A partir de la Tabla 3.2 y suponiendo que los tres transformadores tienen una carga igual a su potencia nominal, las potencias por fase tienen que cumplir: 2. 1. 𝑆𝑡𝑟𝑓1 = + 3 𝑆1∅ + 3 𝑆3∅ 1. 𝑉. 1. 𝑆𝑡𝑟𝑓2 = − 3 𝑆1∅ (𝑉2𝑛) + 3 𝑆3∅ 1𝑛. 1. 𝑉. (3.5). 1. 𝑆𝑡𝑟𝑓3 = − 3 𝑆1∅ (𝑉3𝑛) + 3 𝑆3∅ 1𝑛. 31.

(43) CAPÍTULO III: ESTIMACIÓN DE CARGA EN LOS CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN. Además, la suma de las potencias de los tres transformadores tienen que igualar a la suma de las cargas trifásicas y monofásicas, por lo que puede llegarse a: 2. 1. 𝑆𝐴 = + 3 𝑆1∅ + 3 𝑆3∅ 𝑆𝐴 + 2𝑆𝐹 = 𝑆1∅ + 𝑆3∅. (3.6). Resolviendo este sistema de ecuaciones se obtiene que: 𝑆1∅ = 2(𝑆𝐴 − 𝑆𝐹 ) 𝑆3∅ = 4𝑆𝐹 − 𝑆𝐴. (3.7). De esta manera, la relación entre la carga monofásica y la trifásica para que el banco esté plenamente cargado o que el coeficiente de carga sea igual para los tres transformadores es: 𝑆1∅ 2(𝑆𝐴 − 𝑆𝐹 ) ⁄4𝑆 − 𝑆 ⁄𝑆 = 3∅ 𝐹 𝐴. 𝛼=. (3.8). Obtenida esta relación, puede efectuarse la estimación de la siguiente manera:. 𝑆1∅ = 𝑆1 ( 𝑆3∅ =. 3 2+1⁄𝛼. ). 𝑆1∅⁄ 𝛼. (3.9). Esta forma de estimación da iguales coeficientes de carga, pero solo respeta la carga en el transformador de alumbrado. Otra forma que pudiera usarse para estimar la carga que no conduce a igual coeficiente de carga de los tres transformadores, pero respeta ambas cargas en alumbrado y fuerza sería tomar como potencia en los transformadores de fuerza al promedio de la carga en las fases 2 y 3 y calcular:. 𝛼=. 2𝑆 −(𝑆 +𝑆 ) 𝑆1∅ ⁄𝑆 = 2(𝑆1 +𝑆2 )−𝑆3 3∅ 2 3 1. (3.10). 3.2.3 Bancos de dos transformadores A partir de la Tabla 3.2 y suponiendo que los dos transformadores tienen una carga igual a su potencia nominal, las potencias por fase tienen que cumplir: 1. 𝑉1𝑛. 3. 𝑉3𝑛. 𝑆𝑡𝑟𝑓1 = 𝑆3∅ (1 −. ) + 𝑆1∅. 1. 𝑉2𝑛. 3. 𝑉3𝑛. 𝑆𝑡𝑟𝑓2 = 𝑆3∅ (1 −. ). (3.11). Como se quiere igualar el coeficiente de carga de ambos transformadores se tiene que cumplir la igualdad:. 32.