Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas
Departamento de Electroenergética
Título: “Cálculo de pérdidas técnicas de los circuitos 3 y 4 UEB Santa Clara”
Autor: Reinaldo Reyes Díaz
Tutores: MsC. Grettel Quintana de Basterra
Santa Clara 2021
"Año 63 de la Revolución"
Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas
Title: “Calculation of technical losses of circuits 3 and 4 UEB Santa Clara”
Author: Reinaldo Reyes Díaz
Thesis Director: Grettel Quintana de Basterra
Santa Clara 2021
" Año 63 de la Revolución "
Hago constar que el presente trabajo de diploma fue realizado en la Universidad Central
“Marta Abreu” de Las Villas como parte de la culminación de estudios de la especialidad de Ingeniería en Eléctrica autorizando a que el mismo sea utilizado por la Institución, para los fines que estime conveniente, tanto de forma parcial como total y que además no podrá ser presentado en eventos, ni publicados sin autorización de la Universidad.
Firma del Autor
Los abajo firmantes certificamos que el presente trabajo ha sido realizado según acuerdo de la dirección de nuestro centro y el mismo cumple con los requisitos que debe tener un trabajo de esta envergadura referido a la temática señalada.
Firma del Autor Firma del Jefe de Departamento
donde se defiende el trabajo
Firma del Responsable de
Información Científico-Técnica
PENSAMIENTO
PENSAMIENTO
“Hay una fuerza motriz más poderosa que el vapor, la electricidad y la energía atómica:
La Voluntad”
Albert Einstein
DEDICATORIA
2
DEDICATORIA
A mi abuela materna que siempre estará en mi corazón.
AGRADECIMIENTOS
AGRADECIMIENTOS
A mi madre por su guía, amor, dedicación y comprensión en todo momento de mi vida.
A mi padre y abuelos, por su esfuerzo y preocupación.
A mi hermana por brindarme su cariño.
A mis amigos por su disposición y amistad incondicional.
A mi tutora Grettel Quintana de Basterra por todo el apoyo que me ha brindado en la realización de este trabajo
A todos los profesores que durante la carrera me guiaron, y se
esforzaron al máximo para transmitirme sus enseñanzas y
experiencias.
TAREA TECNICA
2
TAREA TÉCNICA
✓ Búsqueda y análisis de la información bibliográfica relacionada con las pérdidas de energía eléctrica en las redes de distribución y las metodologías para su evaluación.
✓ Realización del celaje de los circuitos de estudio.
✓ Estimación de las cargas de los bancos de transformadores a partir de las mediciones.
✓ Actualización de los circuitos seleccionados para el estudio.
✓ Uso del programa “Estimador”
✓ Actualización de los circuitos seleccionados en el software Radial con los resultados obtenidos con el estimador.
✓ Análisis de los resultados obtenidos con el software.
✓ Escritura del trabajo.
Firma del Autor Firma del Tutor
RESUMEN
RESUMEN
El trabajo surge como una necesidad real en la Empresa Eléctrica de la provincia
de Villa Clara, para analizar la determinación del nivel de pérdidas técnicas en
distribución primaria en el municipio de Santa Clara. Inicialmente se realizó un
recorrido por el marco teórico referente al tema de pérdidas, luego en el estudio
realizado se tomó como muestra 2 circuitos existentes de la ciudad de Santa Clara
a los cuales se les realizó un celaje que permitió conocer y actualizar todos los
datos de los mismos. Se actualizaron sus monolineales y se realizó la corrida de
estos en el programa Radial del CEE de la UCLV para crear una base de datos
actualizada de la estructura de los circuitos y junto con las mediciones totales de
los circuitos en un día característico obtenidas de los NULEC determinar una
estimación de las cargas para obtener resultados compatibles con las mediciones
disponibles, para luego poder hacer un análisis lo más certero posible sobre la
situación de las pérdidas técnicas presentes en estos circuitos de distribución
primaria.
INTRODUCCION
2 TABLA DE CONTENIDOS
PENSAMIENTO ... 1
DEDICATORIA ... 2
AGRADECIMIENTOS ... 1
TAREA TÉCNICA ... 2
RESUMEN ... 1
INTRODUCCIÓN ... 1
CAPÍTULO 1 PÉRDIDAS EN CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA ... 5
1.1 Introducción... 5
1.2 Características de los sistemas eléctricos de distribución ... 5
1.2.1 Características de los sistemas eléctricos de distribución en Cuba 6 1.3 Características de las cargas en la distribución ... 6
1.4 Gráficos de carga ... 8
1.4.1 Redes de distribución para cargas residenciales ... 9
1.4.2 Redes de distribución para cargas comerciales ... 9
1.4.3 Redes de distribución para cargas industriales... 10
1.5 Pérdidas técnicas y no técnicas ... 11
1.6 Pérdidas de potencia y energía en la distribución ... 12
1.6.1 Pérdidas de potencia en líneas ... 12
1.6.2 Pérdidas de potencia en Transformadores ... 13
1.7 Estudios de flujo de carga ... 15
1.8 Software Radial para el cálculo de pérdidas ... 16
INTRODUCCION
3 CAPÍTULO 2 DESCRIPCIÓN DE LOS CIRCUITOS ANALIZADOS Y FUNDAMENTACIÓN TÉCNICA DEL PROGRAMA DE ESTIMACIÓN DE
CARGA 2021 (ESTIMADOR) ... 18
2.1 Las redes eléctricas y la calidad del servicio ... 18
2.2 Características de la Subestación ... 19
2.3 Características de los circuitos a estudiar ... 19
2.4 Consideraciones iniciales para la Estimación ... 23
2.5 Fundamentación Técnica del Programa de Estimación de Carga 2021 (estimador) ... 24
CAPÍTULO 3 RESULTADOS OBTENIDOS CON EL “ESTIMADOR” ... 27
3.1 Resultados ... 27
3.2 Circuito No. 3 Santa Clara ... 27
3.3 Circuito No. 4 Santa Clara ... 32
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES... 39
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ... 41
INTRODUCCION
INTRODUCCIÓN
El ahorro de energía se ha convertido en los últimos tiempos en una prioridad a nivel mundial, lo que se traduce en un mejor aprovechamiento de los recursos disponibles, ya sea para la generación de energía eléctrica como para la distribución de la misma. En Cuba, el sector eléctrico ha sufrido restricciones de recursos financieros que no han permitido el adecuado desarrollo en la ampliación y el mantenimiento a la red de distribución eléctrica; esto ha provocado altas pérdidas de energía, principalmente por causas técnicas en la red de distribución primaria. La Unión Nacional Eléctrica (UNE) comenzó desde el año 2000 un programa de reducción de pérdidas con mejoras en las redes. Según análisis se ha demostrado que es mejor recuperar un kW de pérdidas haciendo mejoras, que no generarlo a partir de otras fuentes. Debido al alto costo de la energía eléctrica, se impone cualquier medio que permita ahorrarla y aprovecharla óptimamente, lo que puede traducirse en disminución de pérdidas y mejora del factor de potencia, que requiere la búsqueda de nuevos métodos que sean eficientes y económicamente justificables. Para satisfacer la demanda y como parte de los trabajos de rehabilitación de la red de distribución se desea realizar un estudio minucioso de los circuitos encaminado a dar solución a los problemas existentes. En la actualidad se acometen innumerables planes para reducir las pérdidas de energía, las cuales son un reflejo fiel del estado tecnológico de cualquier sistema electroenergético. La sociedad actual ha activado organizaciones y fondos con vista a la reducción de este importante indicador de la calidad de la energía. El desarrollo que ha experimentado nuestra provincia en estos últimos años es fruto del programa energético que se desarrolla en toda la isla. En cuanto al tema que se aborda en este trabajo cabe mencionar la influencia que han jugado los programas energéticos en el ahorro de energía y con ello a la
INTRODUCCION
2
reducción de las pérdidas técnicas de energía. Este aspecto constituye en la actualidad una prioridad de la Empresa Eléctrica de Villa Clara debido al ahorro de energía que se producirá.Antecedentes
Comúnmente no existen mediciones actualizadas de las cargas y se hace casi imposible realizarlas antes de hacer cualquier tipo de estudio que lo requiera. Esto lleva muchas veces a los especialistas a estimar las cargas en los diferentes bancos de transformadores (potencia activa y reactiva máximas de la carga monofásica y trifásica, así como el comportamiento horario de dicha carga).
Normalmente, todos los circuitos de distribución primaria utilizan recerradores, Nulec o dispositivos Ion que monitorean constantemente el circuito, por lo cual disponen 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.
Situación problémica
Para los circuitos de distribución se buscan soluciones internas para reducir sus pérdidas de las cuales se han establecido metodologías para caracterizar estas pérdidas, así como la posibilidad de reducir este indicador negativo.
Problema Científico
¿Cuáles son las pérdidas técnicas en los circuitos de distribución 3 y 4 de Santa Clara?
Objeto de estudio
Circuitos 3 y 4 de la Subestación Ciudad del municipio Santa Clara
INTRODUCCION
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Objetivo generalCalcular las pérdidas de energía técnicas en circuitos de distribución primaria de la red objeto de estudio, mediante el Estimador y el Radial.
Objetivos específicos
1. Establecer el marco teórico-conceptual sobre las pérdidas técnicas de energía eléctrica en la distribución y los métodos existentes para su evaluación.
2. Describir la situación actual de las pérdidas en el municipio y las herramientas que van a usar.
3. Calcular y analizar los resultados de las pérdidas técnicas obtenidos mediante herramientas de simulación.
Justificación y viabilidad
El trabajo se justifica por una necesidad de la Empresa Eléctrica de Villa Clara, de ofrecer un servicio de calidad y seguridad a circuitos de distribución en el municipio de Santa Clara. El mismo no tiene las correctas condiciones de operación en lo que respecta a pérdidas.
Su desarrollo es factible ya que se dispone de los softwares necesarios para realizar el flujo de carga.
Resultados y beneficios esperados
Este trabajo pretende probar una herramienta computacional, desarrollada ya, 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.
INTRODUCCION
4
Estructura del trabajo
El trabajo está estructurado en tres capítulos.
En el Capítulo 1 se realiza una revisión bibliográfica sobre las características de los sistemas eléctricos de distribución, las cargas en la distribución, pérdidas de potencia y energía, pérdidas eléctricas, estudios de flujo de carga y se hace una pequeña descripción del software RADIAL.
El Capítulo 2 muestra una descripción de los circuitos estudiados, los resultados del flujo de carga y una fundamentación Técnica del Programa de Estimación de Carga 2021 (Estimador).
El Capítulo 3 muestra los resultados obtenidos con el Estimador.
CAPÍTULO 1 PÉRDIDAS EN CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA 5
CAPÍTULO 1 PÉRDIDAS EN CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA
1.1 Introducción
El presente capítulo recoge el resultado de la revisión bibliográfica referente a los sistemas de distribución primaria, sus características fundamentales, tipos de cargas que alimentan, así como los tipos de pérdidas que en ellos ocurren.
1.2
Características de los sistemas eléctricos de distribución
El sistema de distribución, está conformado por las instalaciones y equipos del sistema de potencia, que transportan la energía eléctrica de los puntos de entrega del sistema a los usuarios finales. Está constituido por las subestaciones, de las cuales salen los circuitos primarios de distribución. Los circuitos primarios constituyen el segundo nivel de jerarquía del sistema de distribución luego de las subestaciones. Son la “espina dorsal” del sistema de distribución pues son los componentes que realmente distribuyen la energía eléctrica en una zona geográfica dada [1].
Las redes de distribución presentan características muy particulares y que los diferencian de las de transmisión. Entre estas se distinguen: topologías mayormente radiales, múltiples conexiones (trifásicas, bifásicas, monofásicas) y cargas de distinta naturaleza.
Los sistemas de distribución en un alto porcentaje son típicamente radiales, esto es, el flujo de potencia nace solo de un nodo, este nodo principal es la subestación que alimenta al resto de la red. En la subestación se reduce el voltaje del nivel de alta tensión (A.T) al nivel de media tensión (M.T). Comúnmente se utiliza para el control de tensión en el lado de M.T un transformador con cambiador de derivaciones. El cambiador automático de derivaciones en el transformador de potencia A.T/M.T de sistemas de distribución permite efectuar el cambio de derivaciones con carga conectada (Load Tap Changer, LTC).
Dependiendo del fabricante el LTC se encuentra en el lado de A.T o en el lado de M.T del transformador de potencia. La distribución se hace en el nivel de M.T o baja tensión (B.T).
Los clientes residenciales y comerciales se alimentan en B.T, los clientes industriales en cambio se alimentan en M.T o en B.T, según los requerimientos de cada uno de ellos.[2]
CAPÍTULO 1 PÉRDIDAS EN CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA 6
1.2.1 Características de los sistemas eléctricos de distribución en Cuba
En Cuba, la distribución primaria se realiza mediante circuitos radiales trifásicos a voltajes de 13.8 kV o 4.16 kV en los circuitos más antiguos. Estos circuitos parten de los transformadores de potencia ∆-Yg de las subestaciones, con su configuración trifásica en la medida de las necesidades pueden poseer ramales bifásicos o monofásicos. A pesar de que los sistemas eléctricos trifásicos se diseñan sobre bases balanceadas, existen asimetrías intrínsecas en la configuración de las componentes del sistema de potencia, tales como transposición incompleta de líneas, transformadores conectados en delta abierta o estrella incompleta, cargas monofásicas mal distribuidas, operación bajo falla de equipos de corrección del factor de potencia, impedancias asimétricas en las redes de alimentación, fallas monofásicas, desperfectos en empalmes, uniones o contactos y asimetrías de las propias fuentes de suministro [1].
1.3 Características de las cargas en la distribución
La carga de un sistema de distribución de energía eléctrica es la parte terminal del sistema que convierte la energía eléctrica a otra forma de energía. Por ejemplo, un motor eléctrico convierte la energía eléctrica en energía mecánica. Más aún, este concepto incluye a todos los artefactos que requieren de energía eléctrica para funcionar o realizar un trabajo.
La Densidad de carga se expresa como la relación entre la carga instalada y el área de la zona del proyecto (ecuación 1.1):
(1.1)
La Carga instalada (CI) es la suma de todas las potencias nominales continuas de los aparatos de consumo conectados a un sistema o a parte de él, se expresa generalmente en kVA, MVA, kW o MW. Matemáticamente se indica como (1.2):
(1.2)
La Capacidad instalada (PI): Corresponde a la suma de las potencias nominales de los equipos (transformadores, generadores), instalados a líneas que suministran la potencia eléctrica a las cargas o servicios conectados. Es llamada también capacidad nominal del sistema.
CAPÍTULO 1 PÉRDIDAS EN CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA 7
La Carga máxima (Dm) (KW o KVA): Se conoce también como la demanda máxima y corresponde a la carga mayor que se presenta en un sistema en un período de trabajo previamente establecido. En la Figura 1.1, la carga máxima es la que se presenta a las 19 horas.
Es esta demanda máxima la que ofrece mayor interés ya que aquí es donde se presenta la máxima caída detensión en el sistema y por lo tanto cuando se presentan las mayores pérdidas de energía y potencia.
Figura 1. 1 Curva de carga diaria típica
Para establecerla se debe especificar el intervalo de demanda para medirla. La carga puede expresarse en p.u de la carga pico del sistema; por ejemplo, se puede encontrar la demanda máxima 15minutos, 30 minutos y 1 hora.
La Carga promedio (Dp) se define como la relación entre el consumo de energía del usuario durante un intervalo dado y el intervalo mismo. Se calcula mediante (ecuación 1.3):
(1.3)
Es una demanda constante sobre el período de tiempo especificado y que establece el mismo consumo deenergía que las requerida por la curva de carga real sobre el mismo período de tiempo especificado.
CAPÍTULO 1 PÉRDIDAS EN CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA 8
El Factor de demanda (Fd) en un intervalo de tiempo t, de una carga, es la razón entre la demanda máxima y lacarga total instalada. El factor de demanda por lo general es menor que 1, siendo 1 sólo cuando en el intervaloconsiderado, todos los aparatos conectados al sistema estén absorbiendo sus potencias nominales, lo cual es muy improbable.
Matemáticamente, este concepto se puede expresar como (1.4)
(1.4)
El factor de demanda indica el grado al cual la carga total instalada se opera simultáneamente [3].
El Factor de utilización (Fu) es un sistema eléctrico en un intervalo de tiempo t, es la razón entre la demanda máxima y la capacidad nominal del sistema (capacidad instalada), como se indica en (ecuación 1.5):
(1.5)
Es conveniente hacer notar que mientras el factor de demanda, da el porcentaje de carga instalada que seestá alimentando, el factor de utilización indica la fracción de la capacidad del sistema que se está utilizando durante el pico de carga en el intervalo considerado, (es decir, indica la utilización máxima del equipo oinstalación).
1.4 Gráficos de carga
Las centrales eléctricas están destinadas a alimentar diversos receptores eléctricos. Del número y las potencias de esos receptores que, en un momento dado, están conectados a la red, dependerá la potencia que deba proporcionar la central para cubrir la demanda de energía. Pero sucede que esta energía eléctrica es variable en cada época del año, en cada día del año y dentro de cada día es variable también a las distintas horas. Para tener una idea aproximada de las variaciones de carga durante estos lapsos de tiempo, se suelen determinar los distintos gráficos de carga, donde pueden figurar la potencia de carga y las variaciones del factor de potencia. Estos gráficos tienen distintos aspectos, según se trate de una central de funcionamiento continuo, o de funcionamiento intermitente, y según la clase de aparatos receptores que predominen en la demanda de energía a la central [4].
CAPÍTULO 1 PÉRDIDAS EN CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA 9
1.4.1 Redes de distribución para cargas residenciales
Comprenden básicamente los edificios de apartamentos, multifamiliares, condominios, urbanizaciones, etc. Estas cargas se caracterizan por ser eminentemente resistivas (alumbrado y calefacción) y aparatos electrodomésticos de pequeñas características reactiva. La figura 1.2 muestra un gráfico de dicho tipo de carga.
Figura 1. 2 Curva de carga residencial
1.4.2 Redes de distribución para cargas comerciales
Se caracteriza por ser resistivas y se localizan en áreas céntricas de las ciudades donde se realizan actividades comerciales, centros comerciales y edificios de oficinas. Tienen algún componente inductivo que bajan un poco el factor de potencia. Hoy en día predominan cargas muy sensibles que introducen armónicos. La figura 1.3 muestra un gráfico de dicho tipo de carga.
Figura 1. 3 Curva de carga comercial
CAPÍTULO 1 PÉRDIDAS EN CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA 10
1.4.3 Redes de distribución para cargas industriales
Tienen un componente importante de energía reactiva debido a la gran cantidad de motores instalados. Con frecuencia se hace necesario corregir el factor de potencia.
Además de las redes independientes para fuerza motriz es indispensable distinguir otras para calefacción y alumbrado. A estas cargas se les controla el consumo de reactivos y se les realiza gestión de carga pues tienen doble tarifa (alta y baja) para evitar que supico máximo coincida con el de la carga residencial. La figura 1.4 muestra un gráfico de dicho tipo de carga.
Figura 1. 4 Curva de carga industrial
1.4.4 Redes de distribución para cargas de alumbrado público
Para contribuir a la seguridad ciudadana en las horas nocturnas se instalan redes que alimentan lámparas de mercurio y sodio de característica resistiva. La figura 1.5 muestra un gráfico de dicho tipo de carga [3].
Figura 1. 5 Curva de carga de alumbrado
CAPÍTULO 1 PÉRDIDAS EN CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA 11
1.5 Pérdidas técnicas y no técnicas
Las pérdidas técnicas son el conjunto de pérdidas eléctricas de un sistema debidas a fenómenos físicos. Estas se deben a las condiciones propias de la conducción y transformación de la energía eléctrica. Además, constituyen la energía que se disipa y que no puede ser aprovechada de ninguna manera [5].
Las pérdidas técnicas en un sistema eléctrico son aquellas pérdidas inherentes a la red ya que dependen de las características mecánicas y eléctricas de los conductores por donde se transporta la electricidad, así como aquellas que se presenta en los equipos de transformación y medición, pérdidas que vienen a constituir la energía que se disipa al medio ambiente y no puede ser aprovechada de ninguna manera.
Las pérdidas técnicas se pueden clasificar a su vez según la función del componente y según la causa que las origina.
Por el tipo de componente: Obedece a la parte y proceso del sistema donde se producen las pérdidas, así se tienen:
• Pérdidas por transporte: producidas por la circulación de la corriente en las redes y conductores de las líneas de transmisión, subtransmisión y redes de distribución primarias y secundarias.
• Pérdidas por transformación: se producen en los transformadores de AT/AT, AT/MT y MT/BT y dependen de su eficiencia y del factor de potencia de la carga que alimentan.
• Pérdidas en las instalaciones de baja tensión: producidas en las acometidas y en los equipos y aparatos utilizados para realizar las mediciones.
Por las causas que la origina: Según el fenómeno físico que la origina las pérdidas técnicas de energía, se pueden agrupar en las siguientes:
• Pérdidas por efecto corona.
• Pérdidas por efecto joule.
• Pérdidas por corrientes parásitas e histéresis [6].
Este tipo de pérdidas es normal en cualquier distribuidora de energía y no pueden ser eliminadas totalmente; sólo pueden reducirse a través del mejoramiento de la red.
CAPÍTULO 1 PÉRDIDAS EN CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA 12
Para lograr un plan adecuado de control y reducción de pérdidas técnicas, se debe tener en cuenta los siguientes parámetros:
• Diagnóstico del estado actual del sistema
• Proyección de la carga
• Revisión de los criterios de expansión
• Estudios de flujos de carga para optimizar la operación de líneas y redes
• Analizar la ubicación óptima de transformadores y usuarios
• Realizar estudios de reconfiguración de alimentadores primarios [7].
Las pérdidas no técnicas o comerciales es la energía consumida por los usuarios en alguna actividad, pero no se contabilizada en la facturación. Estas pérdidas demuestran la efectividad de los sistemas de facturación, la precisión de los equipos de medición de energía empleados, la capacidad en las empresas para cobrar por el servicio prestado, el nivel de las tarifas y de la calidad del servicio. Muy frecuentemente se torna difícil facturar toda la energía consumida debido a la incapacidad del sistema de facturación, así como detectar donde se producen los robos. Por otra parte, las pérdidas no técnicas representan energía que está siendo utilizada para algún fin, por lo cual la empresa no recibe pago alguno.
Desde un punto de vista macroeconómico esto no representa una pérdida real; sin embargo, para las finanzas de la empresa conlleva una carga real, la cual generalmente tiene que ser transferida a los clientes que sí pagan por el servicio de una energía eléctrica.
1.6 Pérdidas de potencia y energía en la distribución
Entre las pérdidas técnicas encontramos pérdidas de potencia y energía en la distribución, condicionadas por la conducción y transformación de la energía eléctrica como las pérdidas en líneas y en transformadores.
1.6.1 Pérdidas de potencia en líneas
Las pérdidas de las líneas eléctricas representan una parte de la energía eléctrica que se pierde en la red eléctrica desde que la electricidad es generada hasta que es consumida.
Pueden ser activas o pasivas. Las pérdidas pasivas de las líneas son tanto mayores cuanto más largas son las líneas, cuanta mayor resistencia eléctrica presenten los cables a la circulación de los electrones y cuanto más baja sea la tensión eléctrica. Por ello las
CAPÍTULO 1 PÉRDIDAS EN CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA 13
líneas de transmisión a larga distancia suelen ser de alto voltaje, para reducir estas pérdidas.
La pérdida de potencia en una línea está definida por la diferencia entre la potencia de salida y la del receptor (ecuación 1.6) [7]
(1.6)
y su rendimiento por la razón (1.7):
(1.7)
La pérdida de potencia se produce casi exclusivamente por las pérdidas Joule, como se indica en (1.8):
(1.8)
donde R es la resistencia total del circuito que forma la línea;
determinado periodo de h horas están definidas por la expresión (1.9) (1.9)
1.6.2 Pérdidas de potencia en Transformadores
Al hablar de los transformadores se tiene en cuenta que un transformador sería perfecto si la potencia entregada en el primario fuera la misma que sale del secundario, pero en la vida real estos transformadores no existen ya que siempre se pierde un poco de la potencia debido a varios factores. Algunos transformadores pueden aproximarse bastante a la idea de transformador ideal pero aun así tienen una perdida pequeña.
Entre los factores que producen estas pérdidas se pueden mencionar los siguientes:
Pérdidas en el Cobre: Las pérdidas en el cobre son debidas a la resistencia óhmica presentada por el alambre, estas pérdidas se incrementan cuando la aumentamos la corriente que pasa por el alambre.
CAPÍTULO 1 PÉRDIDAS EN CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA 14
Pérdidas en el Núcleo (Hierro): Se divide en:
• Pérdidas por histéresis magnética
• Pérdidas por corrientes parásitas
Histéresis Magnética
Se produce histéresis al someter al núcleo a un campo creciente, los imanes elementales giran para orientarse según el sentido del campo. Al decrecer el campo, la mayoría de los imanes elementales recobran su posición inicial, sin embargo, otros no llegan a alcanzarla debido a los rozamientos moleculares conservando en mayor o menor grado parte de su orientación forzada, haciendo que persista un magnetismo remanente que obligue a cierto retraso de la inducción respecto de la intensidad de campo.
Las pérdidas por histéresis representan una pérdida de energía que se manifiesta en forma de calor en los núcleos magnéticos. Con el fin de reducir al máximo estas pérdidas, los núcleos se construyen de materiales magnéticos de características especiales.
La pérdida de potencia es directamente proporcional al área de la curva de histéresis (Figura 1.6)
Figura 1. 6 Curva de Histéresis
La histéresis magnética es el fenómeno que se origina cuando la imantación de algunos materiales ferromagnéticos no depende solo del flujo sino además dependen de los estados magnéticos anteriores.
CAPÍTULO 1 PÉRDIDAS EN CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA 15
Cuando se trata de los transformadores, al someter el material magnético a un flujo que varía con el tiempo se produce una imantación que se mantiene al cortar el flujo variable, esto provoca una pérdida de energía que como habíamos manifestado se expresa en forma de calor.
La potencia que se pierde debido a la histéresis depende tanto del tipo de material, aunque también se le puede considerar a la frecuencia.
Para el cálculo de las pérdidas debido a la histéresis se utiliza la ecuación de Steinmetz (1.10):
(1.10)
f = frecuencia en Hz
β= inducción máxima en Teslas kh= coeficiente de cada material
Las corrientes de Foucault o corrientes parásitas
La corriente de Foucault es un fenómeno eléctrico descubierto por el físico francés Léon Foucault en 1851. Se produce cuando un conductor atraviesa un campo magnético variable. El movimiento relativo causa una circulación de electrones, o corriente inducida dentro del conductor. Estas corrientes circulares de Foucault crean electroimanes con campos magnéticos que se oponen al efecto del campo magnético aplicado. Cuanto más fuerte sea el campo magnético aplicado, o mayor la conductividad del conductor, o mayor la velocidad relativa de movimiento, mayores serán las corrientes de Foucault y los campos opositores generados.
En los núcleos de bobinas y transformadores se generan tensiones inducidas debido a las variaciones de flujo magnético a que se someten aquellos núcleos. Estas tensiones inducidas son causa de que se produzcan corrientes parásitas en el núcleo, que no son óptimas para la buena eficiencia eléctrica de éste [8].
1.7 Estudios de flujo de carga
CAPÍTULO 1 PÉRDIDAS EN CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA 16
El problema del flujo de cargas (load flow o power flow) consiste en obtener las tensiones en todos los nodos y los flujos de potencia por todos los elementos de un sistema de transporte o distribución, es decir, en determinar las condiciones de operación en régimen permanente de un sistema de potencia. Para ello se toma como datos de partida el
consumo, la inyección de potencia en todos los nodos de la red y el modelo eléctrico de la misma. Es una herramienta ampliamente utilizada tanto en planificación como en
explotación de sistemas de potencia.
Su formulación básica consiste en:
• Modelar todos los elementos del sistema de potencia a analizar y los flujos eléctricos a través del mismo.
• Obtener las tensiones complejas en todos los nodos eléctricos de la red. Las ecuaciones matemáticas planteadas para la resolución de la red han de ser resueltas mediante un algoritmo que permita obtener el estado del sistema, estado que queda normalmente definido por las tensiones complejas en todos los nodos puesto que cualquier otra magnitud que se quiera conocer vendrá definida por dichas tensiones.
El algoritmo deberá ser implementado a través de un programa por ordenador capaz de manejar gran cantidad de datos y realizar operaciones que, aunque no son complejas, se repiten de manera iterativa y requieren el manejo de matrices de grandes dimensiones lo que hace la resolución manual muy tediosa y en ocasiones imposible. De este modo se obtendría repuesta de una forma rápida y segura.
• Calcular todas las magnitudes de interés, como flujos de potencia activa y reactiva, pérdidas, y otras.
En la búsqueda de la solución óptima, se ha de tener en cuenta que dependiendo del nivel de exactitud requerido en la solución se adoptará un modelo más o menos preciso del sistema. Además, es determinante la elección de un algoritmo robusto y eficiente que resuelva el sistema de ecuaciones planteado de manera que implique el menor número de operaciones posible con la finalidad de una mayor rapidez en la búsqueda de respuesta, para la cual, también será relevante la óptima programación de dicho algoritmo.
1.8 Software Radial para el cálculo de pérdidas
CAPÍTULO 1 PÉRDIDAS EN CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA 17
En nuestro país, desde hace varios años, se han estado realizando softwares o herramientas avanzadas concebidas para asistir a los ingenieros en los estudios de operación, análisis y planificación de los Sistemas de Distribución de Energía (SDEs), realizados en el Centro de Estudios Electroenergéticos (CEE) de la Universidad Central
“Marta Abreu” de Las Villas, Cuba. Entre estos programas, se encuentra RADIAL, creado para el estudio de las redes radiales de distribución, y que ejecuta estudios de flujo de carga monofásico y trifásico, ubicación óptima de capacitores, selección y coordinación de protecciones, chequeo de carga de los transformadores, etc. Ofrece una amplia variedad de reportes gráficos, incluido el perfil de voltaje; así como información numérica sobre el monolineal y código de colores para las condiciones de bajo voltaje y sobrecargas en líneas. Tiene potencialidades en estudios de análisis de variantes y permite el establecimiento de varios escenarios relativos a la misma base de datos, donde cada uno es un conjunto de modificaciones que alteran la topología de la base de datos. Se ha demostrado en anteriores estudios que, logrando una buena actualización de su base de datos, llega a ser una poderosa herramienta. [9]
CAPÍTULO 2. DESCRIPCIÓN DE LOS CIRCUITOS ANALIZADOS Y FUNDAMENTACIÓN
TÉCNICA DEL PROGRAMA DE ESTIMACIÓN DE CARGA 2021 (ESTIMADOR)
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CAPÍTULO 2 DESCRIPCIÓN DE LOS CIRCUITOS ANALIZADOS Y FUNDAMENTACIÓN TÉCNICA DEL PROGRAMA DE ESTIMACIÓN DE CARGA 2021 (ESTIMADOR)
2.1 Las redes eléctricas y la calidad del servicio
Las redes eléctricas de distribución y su tipología tienen como objetivo mantener en los consumidores un nivel de tensión adecuado con confiabilidad y estabilidad del servicio, realizado con el menor costo posible. Lo planteado anteriormente se encuentra afectado con crecimiento constante de la demanda eléctrica y el envejecimiento de las redes, provocando un incremento de las caídas de tensión y de las pérdidas de potencia activa.
Por lo que todos los sistemas eléctricos se encuentran en constante desarrollo y se necesita la mejora continua de estos, siempre realizada sobre la base del cálculo económico de las acciones a realizar.
La calidad del servicio eléctrico en las redes de distribución depende de cuatro indicadores:
1. Continuidad del servicio o fiabilidad. Está dado por la cantidad de interrupciones que ocurren en el circuito.
2. Flexibilidad del circuito de distribución. Está relacionado con la capacidad del circuito para restablecer el servicio después de una avería o con la posibilidad de asimilar un crecimiento de la carga. El primer aspecto está relacionado con la tipología del circuito, si el circuito es radial posee menos posibilidad de restablecer parte del mismo ante fallas permanentes, que, si el mismo fuese en lazo o mallado, y el segundo con la capacidad de la subestación, transformadores y los circuitos en asumir nuevas cargas o el aumento de las ya existentes
CAPÍTULO 2. DESCRIPCIÓN DE LOS CIRCUITOS ANALIZADOS Y FUNDAMENTACIÓN
TÉCNICA DEL PROGRAMA DE ESTIMACIÓN DE CARGA 2021 (ESTIMADOR)
19
3. Costos de explotación. Este indicador mide la eficiencia en que se genera y transmite la energía y está directamente relacionado con las pérdidas de energía en la transmisión y distribución de la misma.4. Regulación de tensión. Este aspecto está vinculado a la capacidad de la red en mantener los valores adecuados de voltaje a los consumidores con las variaciones de las cargas según las normas existentes, esta regulación de voltaje en el Sistema Electroenergético de la provincia se realiza en las subestaciones de transmisión.
[17]
2.2 Características de la Subestación
La Subestación Ciudad se ubica en el patio de la UEB de Santa Clara, en la dirección Luis Estévez No. 331, frente al Parque Los Mártires y Ferrocarril, su alimentación proviene de la línea 124, reduciendo el voltaje de 34.5/4.16 kV. Consta de 3 transformadores, uno de 6300 kVA que suministra a los circuitos 1 - 3 y 2x2500 kVA conectados en paralelo que suministra a los circuitos 2 - 4, además posee un circuito expreso de 33 kV. El transformador de 6300 kVA en el horario de máxima demanda se encuentra operando a un 75 % de su capacidad nominal, no siendo así los que alimentan los circuitos 2 y 4 que está operando a capacidad nominal.
2.3 Características de los circuitos a estudiar
El circuito 3 pertenece a la subestación Ciudad se ubica en la UEB de Santa Clara por lo que su voltaje de operación es de 4.16 kV. Ocupa una extensión en líneas de 4.7 km aproximadamente, la carga que predomina es la comercial. Entre las cargas más importantes de este circuito se encuentran: Etecsa, TRD El Encanto, La Reina, El Rápido y la Lavandería Astral, entre otras. Según las curvas de demanda de los NULEC se clasifica en Mixto, alcanza su máxima demanda en el horario de las 11:00-12:00 horas.
No presenta condiciones de bajo voltaje en ningún nodo del circuito. En la figura 2.1 se muestra un esquema monolineal del circuito y en la figura 2.2 se muestra el esquema en el software RADIAL, en la figura 2.3 se muestra un fragmento de la tabla de las cargas q conforma la base de datos del circuito 3 en el RADIAL
CAPÍTULO 2. DESCRIPCIÓN DE LOS CIRCUITOS ANALIZADOS Y FUNDAMENTACIÓN
TÉCNICA DEL PROGRAMA DE ESTIMACIÓN DE CARGA 2021 (ESTIMADOR)
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Figura 2. 1 Circuito3 Santa Clara 4kV
Figura 2. 2 Esquema en el software Radial Cto.3
Figura 2. 3 tabla de Base de datos Cto.3
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Según esta tabla el circuito 3 está conformado por 4765m de líneas, 39 transformadores monofásicos, 26 bancos de dos transformadores conexión YΔabierta, 13 bancos de tres transformadores conexión YY y 1YΔ, además tiene 4 Transformadores trifásicos.EL circuito 4 al igual q el 3 pertenece a la subestación Ciudad se ubica en la UEB de Santa Clara por lo que su voltaje de operación también es de 4.16 kV. Este ocupa una extensión en líneas de 7 km aproximadamente, la carga predominante es la residencial, además de poseer otras cargas de interés como la Sala Amistad, el complejo cultural Abel Santamaría Cuadrado y la TRD La Universal. Según las curvas de demanda de los NULEC se clasifica en Residencial, alcanza su máxima demanda en el horario de las 18:00-19:00 horas. No presenta condiciones de bajo voltaje en ningún nodo del circuito ni posee líneas sobrecargadas. En la figura 2.4 se muestra un esquema monolineal del circuito y en la figura 2.5 se muestra el esquema en el software RADIAL, en la figura 2.6 se muestra un fragmento de la tabla de las cargas que conforma la base de datos del circuito 3 en el RADIAL
Figura 2. 4 Circuito 4 Santa Clara 4kV
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Figura 2. 5 Esquema en el software Radial Cto.4
Figura 2. 6 tabla de Base de datos Cto.4
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Según esta tabla el circuito 4 está conformado por 6993m de líneas, 57 transformadores monofásicos, 12 bancos de dos transformadores conexión YΔabierta, 6 bancos de tres transformadores conexión YY y solo tiene 1 Transformador trifásico.2.4 Consideraciones iniciales para la Estimación
Para actualizar los monolineales de los circuitos seleccionados, orientado a la actualización del cálculo de las pérdidas técnicas se necesita tener en cuenta lo siguiente:
• Realizar un celaje del circuito que permita conocer y actualizar todos los datos del mismo.
• Introducir toda esta información en el programa Radial y confeccionar una base de datos para ello.
• Obtener las mediciones de los NULEC.
• Después se corre el programa ESTIMADOR y se obtiene para cada circuito la carga estimada y el gráfico estimado en cada carga.
• Se actualizan estos resultados en el RADIAL.
Dentro de las cuestiones analizadas anteriormente, el proceso de celaje de los circuitos posee una gran importancia, para su correcta realización deben tenerse en cuenta los pasos siguientes:
1. Identificar la disposición de las fases a la salida de la subestación con la ayuda de los datos que se visualizan en el interruptor principal de cada circuito. Se debe tener presente esta disposición durante todo el recorrido e identificar a que fase(s) del tronco del circuito se conectan cada uno de los ramales.
2. Identificar el calibre de los conductores de fase y del conductor neutro, así como la distancia aproximada de nodo a nodo.
3. Verificar la potencia de cada transformador e identificar el tipo de conexión, la fase a la que se conecta, identificar los transformadores de fuerza y de alumbrado (en el caso de bancos de dos o tres transformadores), el tipo de carga que alimenta cada banco y por ende el gráfico de carga característico que le corresponde.
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4. Caracterizar los bancos de capacitores, de los cuales se debe verificar su potencia yel estado en que se encuentran.
2.5 Fundamentación Técnica del Programa de Estimación de Carga 2021 (estimador) 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.
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.
En el caso en que hayan obtenido tomas de carga, estas solo informan de las corrientes en determinado horario, en el día en que se tomaron las lecturas. No obstante, estas mediciones pueden utilizarse para estimar la distribución de la carga entre los transformadores del banco y para estimar propiamente la carga máxima en el banco.
Últimamente se han instalado metro-contadores de energía en algunos transformadores monofásicos de distribución en algunos territorios, pero aún no se ha generalizado esta práctica. Además, esto solo permite conocer la energía consumida por la carga en un periodo de tiempo determinado.
Algunos consumidores estatales del circuito pueden disponer de metros contadores inteligentes que registran los gráficos de carga de dichos consumidores y su energía.
Estas mediciones pueden caracterizar la carga de dichos consumidores con bastante precisión.
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 correctamente, qué banco de
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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 estudio que se requiera. Esto lleva muchas veces a los especialistas a estimar las cargas en los 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 disponen 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.
A partir de esta consideración, en este trabajo se pretende probar una herramienta computacional desarrollada ya, 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.
Esta metodología permite automatizar la estimación de las cargas en los circuitos de distribución asegurando un buen ajuste a las mediciones registradas. Sin embargo, no hay que olvidar que esta estimación puede estar lejos de las cargas reales si no se cumplen los presupuestos considerados.
Si se cuenta con tomas de carga en los bancos de transformadores, mediciones de energía en los transformadores monofásicos o los registros actualizados de facturación a
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TÉCNICA DEL PROGRAMA DE ESTIMACIÓN DE CARGA 2021 (ESTIMADOR)
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los consumidores de cada banco o transformador, pueden reducirse los posibles errores.Por otra parte, la selección correcta de los gráficos de carga para los diferentes bancos de transformadores o transformadores monofásicos es fundamental.
CAPÍTULO 3. RESULTADOS OBTENIDOS CON EL “ESTIMADOR”
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CAPÍTULO 3 RESULTADOS OBTENIDOS CON EL “ESTIMADOR”
3.1 Resultados
Las gráficas y tablas mostradas en este capítulo representan los resultados obtenidos luego del análisis de los circuitos No.3 y No.4, mediante el uso del programa “Estimador”, para lo cual ha sido imprescindible la acumulación de la mayor cantidad de datos del circuito, ya sean transformadores y los conductores que lo conforman, estos presentan la mayor influencia en las pérdidas técnicas.
3.2
Circuito No. 3 Santa ClaraA continuación, se muestran las corrientes A, B, C y Neutro y su envolvente. Es decir, promedio, mínima y máxima por hora (Figura 3.1); en ellas se puede observar el desbalance por la diferencia que existe entre las curvas que representan las tres fases.
Figura 3.1 Corrientes A, B, C y Neutro y su envolvente para el circuito 3
CAPÍTULO 3. RESULTADOS OBTENIDOS CON EL “ESTIMADOR”
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La figura 3.2 muestra los resultados obtenidos para las potencias activas y reactivas medidas y las corrientes medidas utilizando el método de estimación.Figura 3. 2 Potencias activas y reactivas medidas y las corrientes medidas para el circuito No.3
La figura 3.3 muestra los resultados obtenidos para las potencias y las corrientes, se nota una diferencia entre lo medido y lo calculado.
Figura 3. 3 Potencias y corrientes medidas y calculadas
CAPÍTULO 3. RESULTADOS OBTENIDOS CON EL “ESTIMADOR”
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Después de colocar en el circuito del radial todos los valores arrojados por el programa“Estimador” se obtienen los resultados para un día promedio en cuanto a pérdidas y energía que se muestran en las tablas 3.1 y 3.2.
De las tablas se puede concluir que el circuito presenta un 5% de pérdidas técnicas según lo analizado mediante el RADIAL con 130 kW de potencia activa y 141 kvar de potencia reactiva del total de 2397 kW y 716 kvar de potencia activa y reactiva de las cargas respectivamente.
Tabla 3. 1 Resultados del Flujo trifásico
Tabla 3. 2 Resultados del Flujo trifásico
Resultados por las líneas
En las siguientes tablas (3.3, 3.4 y 3.5) se muestran los resultados obtenidos de las líneas del circuito 3 V401, se aprecia el desbalance existente observando los valores de las
CAPÍTULO 3. RESULTADOS OBTENIDOS CON EL “ESTIMADOR”
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corrientes, al igual que se muestra la potencia por cada fase (P/Q, activa y reactiva) y las pérdidas de potencia y energía respectivamente (DP/DE).Tabla 3. 3 Reporte de las Líneas (Parte 1)
CAPÍTULO 3. RESULTADOS OBTENIDOS CON EL “ESTIMADOR”
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Tabla 3. 4 Reporte de las Líneas (Parte2)CAPÍTULO 3. RESULTADOS OBTENIDOS CON EL “ESTIMADOR”
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Tabla 3. 5 Reporte de las Líneas (Parte 3)3.3 Circuito No. 4 Santa Clara
A continuación, se muestran las corrientes A, B, C y Neutro y su envolvente. Es decir, promedio, mínima y máxima por hora (Figura 3.9)
CAPÍTULO 3. RESULTADOS OBTENIDOS CON EL “ESTIMADOR”
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Figura 3. 4 Corrientes A, B, C y Neutro y su envolvente para el circuito 4
La figura 3.5 muestra los resultados obtenidos para las potencias activas y reactivas medidas y las corrientes medidas utilizando el método de estimación, se nota aparentemente un balance entre las fases A, B y C.
La figura 3.6 muestra los resultados obtenidos para las potencias y las corrientes, se nota una diferencia entre lo medido y lo calculado.
Figura 3. 5 Potencias activas y reactivas medidas y las corrientes medidas para el circuito V413
CAPÍTULO 3. RESULTADOS OBTENIDOS CON EL “ESTIMADOR”
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Figura3. 6 Potencias y corrientes medidas y calculadas.
Igual que como se hizo con el circuito anterior, se colocaron en el radial todos los valores arrojados por el programa “Estimador” y se obtuvieron los resultados para un día promedio en cuanto a pérdidas y energía que se muestran en las tablas 3.6 y 3.7
Tabla 3. 6 Resultados del Flujo trifásico
CAPÍTULO 3. RESULTADOS OBTENIDOS CON EL “ESTIMADOR”
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Tabla 3. 7 Resultados del Flujo trifásico
El circuito presenta un 6% de pérdidas técnicas según lo analizado mediante el RADIAL con 126 kW de potencia activa y 121 kvar de potencia reactiva del total de 1922 kW y 439 kvar de potencia activa y reactiva de las cargas respectivamente.
Resultados por las Líneas
En las siguientes tablas (3.8, 3.9 y 3.10) se muestran los resultados obtenidos de las líneas del circuito No.4, se aprecia el desbalance existente observando los valores de las corrientes, al igual que se muestra la potencia por cada fase (P/Q, activa y reactiva) y las pérdidas de potencia y energía respectivamente (DP/DE).
CAPÍTULO 3. RESULTADOS OBTENIDOS CON EL “ESTIMADOR”
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Tabla 3. 8 Reporte de las Líneas (Parte 1)CAPÍTULO 3. RESULTADOS OBTENIDOS CON EL “ESTIMADOR”
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Tabla 3. 9 Reporte de las Líneas (Parte 2)CAPÍTULO 3. RESULTADOS OBTENIDOS CON EL “ESTIMADOR”
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Tabla 3. 10 Reporte de las Líneas (Parte 3)CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Después de terminar la investigación se arribaron a las siguientes conclusiones:
✓ La reducción de las pérdidas energéticas en los circuitos es un aspecto fundamental a tener en cuenta por lo que se debe dar continuidad a la actualización y optimización del sistema electroenergético nacional.
✓ La actualización del celaje de los circuitos es de gran importancia ya que es una herramienta a utilizar al realizar estudios en los circuitos, pues es la realidad del estado técnico de las líneas.
✓ El software RADIAL es una gran herramienta pues permite la realización de cálculos complejos de forma rápida y sencilla, esto facilita la realización de estudios de flujo de carga.
✓ Los circuitos estudiados presentan elevados porcientos de pérdidas técnicas atendiendo al estándar de pérdida establecido por la Unión Nacional Eléctrica, provocados entre otras causas, por varios bancos de transformadores sobrecargados, influyendo negativamente, debido al crecimiento exponencial de las pérdidas en carga.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
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Recomendaciones
1. Se debe mantener el estudio de pérdidas técnicas del municipio actualizándolo por año, esto requiere de la incorporación de dos o más estudiantes de último año para que sea tema de su trabajo de diploma.
2. Para el próximo estudio de este tema se debe contar con una base de datos actualizada, para obtener resultados lo más reales posible.
3. La implementación y activación de las diversas funciones en el software Radial es de vital importancia para la realización de un estudio con profundidad y calidad.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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[9] Padrón González, A., Manual de usuario del software RADIAL 10.0. 2014, Universidad Central" Marta Abreu" de Las Villas.
