UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CENTRO DEL PERÚ
ESCUELA DE POSTGRADO
UNIDAD DE POSTGRADO DE LA FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
2021 TESIS
“LINEA L-6073 DE 220KV OPERANDO A 60KV Y EL IMPACTO EN EL SEIN AL INTERCONECTAR LAS CENTRALES RUNATULLO II Y III”
PRESENTADO POR:
Bach. Joe Heasen De La Cruz Carhuamaca
PARA OPTAR AL GRADO ACADEMICO DE:
MAESTRO EN CIENCIAS: INGENIERÍA ELÉCTRICA CON MENCION EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE DISTRIBUCIÓN
HUANCAYO - PERÚ
II
Asesor
M.Sc. David Huarac Rojas
UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CENTRO DEL PERÚ ESCUELA DE POSGRADO
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA UNIDAD DE POSGRADO
ACTA DE SUSTENTACIÓN DE TESIS VIRTUAL
Mediante la plataforma virtual Microsoft Teams en el equipo de la Unidad de Posgrado de la Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica de la UNCP a los veinte días del mes de mayo del año dos mil veintiuno, con la presencia de los miembros del Jurado integrado por:
PRESIDENTE : MSc. Manuel Dacio Castañeda Quinte SECRETARIO : MSc. Waldir Astorayme Taipe
VOCAL : MSc. David Huarac Rojas
VOCAL : MSc. Juan Guido Arellano Guerrero VOCAL : Mg. Hugo Rósulo Lozano Núñez
Siendo las 10:00 horas se dio inicio al acto de sustentación de Tesis del egresado en la Maestría en Ciencias: Ingeniería Eléctrica con Mención en Sistemas Eléctricos de Distribución.
Joe Heasen De La Cruz Carhuamaca
El secretario de sustentación dio lectura a la Resolución N° 018-2021-DUPG-FIEE/EPG-UNCP, luego el sustentante procedió a exponer su TESIS intitulada:
tesis “Línea L-6073 de 220KV operando a 60KV y el impacto en el SEIN al interconectar las centrales runatullo II y III”.
Culminada la sustentación, los señores vocales del jurado procedieron a efectuar las observaciones y preguntas respectivas. Una vez terminada la evaluación, el secretario de sustentación invito al sustentante y público en general a abandonar la plataforma virtual, para la deliberación del caso, pasando luego a la calificación obteniendo el siguiente resultado:
APROBADO CON EL CALIFICATIVO DE REGULAR (NOTA 14.33)
El secretario de sustentación invito a pasar a la plataforma virtual Microsoft Teams al interesado para dar a conocer el resultado final, que fue anunciado por el Presidente.
Se dio por concluido el acto de sustentación a las 11:45, horas firmado a continuación por los miembros del jurado.
MSc. Manuel Dacio Castañeda Quinte MSc. Waldir Astorayme Taipe
Presidente Secretario
MSc. David Huarac Rojas MSc. Juan Guido Arellano Guerrero Mg. Hugo Rósulo Lozano Núñez
Vocal Vocal Vocal
IV
DEDICATORIA
A mis Padres y Hermanos por el amor y cariño que siempre me dieron durante la elaboración de esta tesis y durante toda la vida.
V
AGRADECIMIENTO
Agradezco a Efraín y a Mauro, mi padre y mi Hermano, por los preciados consejos que me proporcionaron para concluir esta investigación.
VI
INDICE GENERAL
Hoja de Firmas ... III DEDICATORIA ... IV AGRADECIMIENTO ... V INDICE GENERAL ... VI ÍNDICE DE TABLAS ... IX ÍNDICE DE FIGURAS ... XI RESUMEN ... XII ABSTRACT ... XIII
INTRODUCCIÓN ... 14
CAPÍTULO I ... 17
1. MARCO TEÓRICO ... 17
1.1. Antecedentes o Marco Referencial ...17
1.2. Bases ...20
1.2.1. Nivel de Corto Circuito...20
1.2.2. Líneas de Transmisión ...20
1.3. Definición de Términos Básicos ...28
1.3.1. Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) ...28
1.3.2. Procedimiento Técnico 20 - COES ...29
1.3.3. Digsilent Power Factory...33
1.4. Hipótesis de Investigación ...33
1.4.1. Hipótesis General ...33
1.4.2. Hipótesis Específicas ...34
1.5. Operacionalización de Variables ...34
CAPÍTULO II ... 35
2. DISEÑO METODOLÓGICO ... 35
VII
2.1. Tipo y Nivel de Investigación ...35
2.1.1. Tipo: ...35
2.1.2. Nivel: ...35
2.1.3. Enfoque ...35
2.2. Métodos de Investigación ...35
2.3. Diseño de la Investigación ...36
2.4. Población y Muestra ...37
2.4.1. Población ...37
2.4.2. Muestra ...37
2.4.3. Técnica de Muestreo ...37
2.5. Técnicas e Instrumentos de Recopilación de Datos ...37
2.5.1. Técnicas de Recopilación de Datos ...37
2.5.2. Instrumentos de Recopilación de Datos ...38
2.6. Técnica de procesamiento de Datos ...39
2.6.1. Determinación de los parámetros eléctricos de la Línea Hipotética 39 2.6.2. Simulación del Sistema Eléctrico del Valle del Mantaro ...44
CAPÍTULO III ... 47
7. ANALISIS Y DISCUSION DE RESULTADOS ... 47
2.7. Datos del Sistema en Estudio ...47
2.7.1. Características de la Línea L-6073 ...47
2.7.2. Características de la SE Runatullo III 60kV ...48
2.7.3. Características de la SE Concepción 60kV ...48
2.7.4. Características de la SE Parque Industrial 60kV ...49
2.7.5. Características de la SE Huayucachi 220kV ...50
2.8. Resultados de las Simulaciones y Cálculos ...51
2.8.1. Parámetros de la Línea actual L6073 diseño a 220kV ...51
2.8.2. Parámetros de la Línea Hipotética diseño a 60kV ...51
VIII
2.8.3. Condiciones del Sistema ...54
2.8.4. Análisis de Flujo de Potencia ...55
2.4.2. Análisis de Corto Circuito ...59
3.6. Prueba de hipótesis ...64
3.6.1. Prueba de hipótesis para la Hipótesis de investigación ...65
3.6.2. Prueba de hipótesis para las Hipótesis Específicas ...65
3.7. Discusión de Resultados ...67
CONCLUSIONES ... 69
RECOMENDACIONES ... 70
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ... 71
ANEXOS...73
IX
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1 Capacidades de Transmisión de LT ...30
Tabla 2 Operacionalización de las variables ...34
Tabla 3 Factor de corrección por altitud. CNE Suministro 2011 ...41
Tabla 4 Datos SE Runatullo III ...48
Tabla 5 Datos SE Concepción ...48
Tabla 6 Datos SE Parque Industrial ...49
Tabla 7 Datos SE Huayucachi ...50
Tabla 8 Parámetros eléctricos de la línea actual L-6073 (diseño a 220kV) ...51
Tabla 9 Datos del conductor de la Línea Hipotética ...52
Tabla 10 Disposición de los conductores en las torres. ...53
Tabla 11 Parámetros eléctricos de la línea hipotética (diseño a 60kV) ...53
Tabla 12 Generación en las centrales Runatullo en Avenida Máxima Demanda para el año 2021. ...54
Tabla 13 Generación en las centrales Runatullo en Estiaje Máxima Demanda para el año 2021...54
Tabla 14 Principales Cargas en la red de Valle del Mantaro en Avenida Máxima Demanda para el año 2021. ...55
Tabla 15 Principales Cargas en la red de Valle del Mantaro en Estiaje Máxima Demanda para el año 2021. ...55
Tabla 16 Tensión en Principales barras del Sistema Eléctrico del Valle del Mantaro en Estiaje Máxima Demanda para el año 2021. ...56
Tabla 17 Tensión en Principales barras del Sistema Eléctrico del Valle del Mantaro en Avenida Máxima Demanda para el año 2021 ...56
Tabla 18 Corriente transmitida y caída de Tensión en líneas principales del sistema eléctrico Valle del Mantaro en Estiaje Máxima Demanda para al año 2021 ...57
Tabla 19 Corriente transmitida y caída de Tensión en líneas principales del sistema eléctrico Valle del Mantaro en Avenida Máxima Demanda para al año 2021 ...57
Tabla 20 Potencia transmitida por las líneas principales del sistema eléctrico Valle del Mantaro en Estiaje Máxima Demanda para el año 2021 ...58
X
Tabla 21 Potencia transmitida por las líneas principales del sistema eléctrico Valle
del Mantaro en Avenida Máxima Demanda para al año 2021 ...59
Tabla 22 Potencia y corriente de falla monofásica a tierra en Estiaje Máxima Demanda. ...60
Tabla 23 Potencias y corrientes de Falla monofásica a tierra en Avenida Máxima Demanda. ...61
Tabla 24 Potencias y corrientes de Falla Bifásica en Estiaje Máxima Demanda ...62
Tabla 25 Potencias y corrientes de Falla Bifásica en Avenida Máxima Demanda ....62
Tabla 26 Potencias y corrientes de falla Trifásica en Estiaje Máxima Demanda ...63
Tabla 27 Potencias y corrientes de falla en Avenida Máxima Demanda. ...64
Tabla 28: Coeficiente de correlación Rho de Spearman en la hipótesis general ...65
Tabla 29: Coeficiente de correlación Tau de Kendall en la hipótesis general. ...65
Tabla 30: Coeficiente de correlación Rho de Spearman en la hipótesis especifica 1 ...66
Tabla 31: Coeficiente de correlación Rho de Spearman en hipótesis especifica 2 ...66
Tabla 32 Comparación de los parámetros de la línea L-6073 (220 kV) y la línea Hipotética (60 kV). ...68
XI
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1: Diagrama Unifilar de las centrales Runatullo II y Runatullo III. Fuente
OSINERGMIN ...14
Figura 2: Sección dividida de conductor bipolar ...23
Figura 3: Representación de una línea entre dos conductores ...25
Figura 4: Diagrama de fasores del Voltaje trifásico balanceado ...26
Figura 5; Representación de línea de transmisión ...27
Figura 6: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional – SEIN ...29
Figura 7: Cálculo de los parámetros de la línea con el software Digsilent Power Factory...41
Figura 8: Digsilent Power Factory, creación de un nuevo tipo de línea ...42
Figura 9 Digsilent Power Factory, edición en la creación de un nuevo tipo de línea. 42 Figura 10 Digsilent Power Factory, elección de tipo de conductor de fase. ...43
Figura 11 Digsilent Power Factory, elección del voltaje nominal. ...43
Figura 12 Digsilent Power Factory edición de línea con los parámetros de la línea ..43
Figura 13 Diagrama unifilar del sistema eléctrico de Valle del Mantaro ...44
Figura 14 Vemtama de edicion da cargas (Load Element) en Digsilent ...45
Figura 15 Casos de estudio (study case), escenarios de operación (operatión scenario) y variaciones de red (network variations) en la simulación ...45
Figura 16 Cuadro de dialogo para el cálculo de flujo de potencias en el software Digsilen Power Factory ...46
Figura 17 Cuadro de diálogo para el cálculo de corto circuito en el software Digsilent Power Factory ...46
Figura 18: Diagrama unifilar de las Centrales Hidroeléctricas Runatullo II y Runatullo III. ...47
Figura 19: Características de la Falla Monofásica a tierra simulada en Digsilent ...59
Figura 20: Características de la Falla Bifásica simulada en Digsilent ...61
Figura 21: Características de la Falla Trifásica simulada en Digsilent ...63
XII RESUMEN
Este trabajo de investigación tiene por propósito evaluar el impacto producido por la línea L-6073, la cual fue diseñada para operar en 220kV de tensión, pero actualmente está operando a un nivel de 60kV para interconectar la subestación de Runatullo III con la subestación de Concepción. Para alcanzar este propósito, mediante simulaciones elaboradas en el software Digsilent Power Factory, se comparó el comportamiento de la línea L-6073 y de una línea diseñada exclusivamente para 60kV que operaría en su lugar. Para realizar estas simulaciones, se recolectaron datos de las centrales Runatullo, de la línea L-6073, como también del sistema eléctrico del Valle del Mantaro, con estos datos, se elaboró modelos para ejecutar el análisis de flujos de potencias y el análisis de corto circuito en el sistema Eléctrico del Vale del Mantaro, con los datos obtenidos se realizó la evaluación del impacto producido por la línea L-6073. Para adecuarse a métodos normalizados, este trabajo se basó en procedimientos reglamentados por el COES, como el Procedimiento Técnico N° 20 (PR 20) titulado “Ingreso Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN. La conclusión a la que se llegó en este trabajo de tesis, es que las perdidas por efecto Joule, en condiciones de avenida máxima demanda, en una línea diseñada para operar en 60kV, es 554.6kW mayor en comparación a las perdidas por efecto Joule de la línea L-6073 que está operando actualmente.
Palabras Clave: Líneas de transmisión, Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), Nivel de cortocircuito, Digsilent Power Factory, Centrales hidroeléctricas.
XIII ABSTRACT
The purpose of this research work is to evaluate the impact produced by the L- 6073 line, which was designed to operate at 220kV voltage, but is currently operating at a level of 60kV to interconnect the Runatullo III substation with the Concepción substation. For this, by means of simulations in the Digsilent Power Factory software, the behavior of the L-6073 line was compared with a line designed exclusively for 60kV that would operate in its place. To carry out these simulations, data was collected from the Runatullo power plants, on the L-6073 line, as well as from the Mantaro Valley electrical system, later, models were developed to run the power flow analysis and the short circuit analysis in the Vale del Mantaro electrical system, with the data obtained an evaluation of the impact produced by the L-6073 line. To adapt to standardized methods, this work was based on procedures regulated by the COES, such as Technical Procedure No. 20 (PR 20) entitled "Entry, Modification and Removal of Facilities in the SEIN". The conclusion reached is that the losses due to the Joule effect in a line designed to operate at 60kV, is 554.6 kW higher compared to the losses due to the Joule effect of the L-6073 line that is currently operating.
Keywords: Transmission lines, National Interconnected Electric System (SEIN), Short-circuit level, Digsilent Power Factory, Hydroelectric plants.
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INTRODUCCIÓN
La línea de transmisión que actualmente interconecta la SE Runatullo III con la SE Concepción, L-6073, fue diseñada y construida para operar con una tensión de 220kV y transmitir las potencias generadas por las centrales Runatullo II, Runatullo III, Tulumayo IV y Tulumayo V, estas dos últimas centrales entraran en operación el año 2022. Actualmente, solo las centrales Runatullo II y Runatullo III están suministrando potencia al sistema eléctrico del Valle del Mantaro mediante la línea L-6073, la cual está energizada con una tensión de 60kV.
Figura 1: Diagrama Unifilar de las centrales Runatullo II y Runatullo III. Fuente OSINERGMIN
Debido a que los diseños de una línea de transmisión para alta tensión y para media tensión son muy distintos, principalmente en la elección de la sección de conductores y la disposición de estos en las torres, el impacto que causaría la línea L-
15
6073 en el sistema eléctrico del Valle del Mantaro, debe de ser distinto a si esta línea estuviera diseñada para 60kV. Por lo tanto, esta tesis se plantea lo siguiente:
Pregunta general:
• ¿Qué relación existe entre la Línea L-6073 de 220kV operando a 60kV y el Impacto que se produce en el SEIN al interconectar las centrales Runatullo II y III?
Hipótesis general:
• Existe relación significativa entre la Línea L-6073 de 220kV operando a 60kV y el Impacto que se produce en el SEIN al interconectar las centrales Runatullo II y III.
Tomando como muestra todas las líneas de 60kV del sistema eléctrico del Valle del Mantaro para medir el impacto en el sistema, se planteó las siguientes preguntas específicas:
• ¿Qué relación existe entre el diseño de la Línea L-6073 operando a 60kV y el Nivel máximo de corto circuito en las líneas de 60kV del Sistema Eléctrico de Valle del Mantaro?
• ¿Qué relación existe entre el diseño de la Línea L-6073 operando a 60kV y la eficiencia de las líneas de 60kV del Sistema Eléctrico de Valle del Mantaro?
Las justificaciones de esta investigación son las siguientes:
• La importancia de evaluar el impacto producido por la línea de 220kv operando a 60kv e interconecta la central hidroeléctrica Runatullo con el SEIN, se halla en dar un aporte teórico y práctico sobre la estimación de los niveles máximos de corto circuito a los estudiantes de la carrera de ingeniería eléctrica.
• Este estudio permitirá determinar la eficiencia de la línea L-6073 operando a 60kV, lo cual dará a conocer las posibles pérdidas causadas por utilizar la línea con parámetros diferentes para los que fue diseñada. En tal sentido se crearía una base para poder anticiparse y corregir esos errores, contribuyendo así en el conocimiento metodológico de la carrera de ingeniería eléctrica.
• Por último, como justificación social se considera que, al elaborar el estudio, al prever los posibles impactos, se evitarán gastos innecesarios que afectarían a la población y sus recursos, pudiendo destinar montos a obras que compense dichos impactos.
16
El presente informe final de tesis está dividido en 3 capítulos. El primer capítulo contiene el marco teórico en el cual se presentan los antecedentes de la investigación, su base teórica y los conceptos más importantes que nos ayuda a entender el problema, en él se explica que son el nivel de cortocircuito y las líneas de transmisión.
También, en este capítulo se plantean las hipótesis de investigación, las variables y su operacionalización.
En el capítulo dos, denominado Diseño Metodológico, se describen el tipo y nivel de investigación, que son aplicada y correlacional, respectivamente. También se exponen los métodos de investigación que son Hipotético – deductivo y Analítico sintético, por la naturaleza de su proceso investigativo y su análisis. También en este capítulo se exponen la población y la muestra, además de la técnica de muestreo.
Asimismo, se describen las técnicas e instrumentos de recolección de datos y los métodos de análisis de datos.
En el tercer capítulo, cuyo nombre es Análisis y Discusión de Resultados, se exponen los datos que se recabaron en la investigación, los resultados de las simulaciones que se hicieron con los mismos, la prueba de hipótesis y la discusión de los resultados.
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CAPÍTULO I 1. MARCO TEÓRICO 1.1. Antecedentes o Marco Referencial
Tesis “Metodología para el diseño de una línea de transmisión de 220 kV en el Perú, según consideraciones nacionales e internacionales” de Rodrigo Augusto Dejo Serquen, presentado en la Universidad Católica Santo Toribio de Mogrovejo. Tuvo como objetivo definir una metodología para el diseño de una línea de transmisión de Alta Tensión de 220 kV para el Perú según consideraciones nacionales e internacionales. En este trabajo de investigación llegó a la conclusión que el estudio de las condiciones ambientales en toda la zona de la línea de transmisión, permitirá una buena selección del conductor para el diseño de una línea de transmisión que evitará menores pérdidas Joule, Corona y menores costos para el proyecto. De la misma manera concluye que, para tener como resultado una correcta selección de la ruta, conductores, cable de guarda, nivel de aislamiento, estructuras, sistema de puesta a tierra, y selección de la cimentación y otros se debe seleccionar los principales criterios para el diseño de una línea de transmisión tomando como base las normas nacionales e internacionales y el Código Nacional de Electricidad, (Dejo, 2019)
Tesis “Desempeño técnico del sistema de transmisión de la región puno por la implementación de la línea de transmisión 220/138 kV Azángaro – Juliaca – Puno y SET asociadas” de David Arpa Quille presentado en la Universidad Nacional del Altiplano - Puno. En esta investigación, el tesista se pone como objetivo Evaluar el impacto sobre la cargabilidad de la L.T. y transformadores de potencia en el sistema de transmisión de la región Puno a razón de la implementación del sistema de transmisión 220 KV. Azángaro - Juliaca – Puno. Además, llega a la conclusión que el ingreso del Sistema de Transmisión Azángaro – Juliaca – Puno, Línea de transmisión y subestaciones asociadas 220 kV, mejora el perfil de tensiones de la zona, en especial de las subestaciones Juliaca y Azángaro a nivel de 138 kV. También concluye que el ingreso del proyecto línea de transmisión 220 KV Azángaro – Juliaca – Puno, mejora los perfiles de tensión y la cargabilidad de los elementos de la zona de influencia, además de conformar junto a otras líneas de 220 KV el anillo Moquegua –
18
Azángaro – Tintaya – Socabaya que garantiza la confiabilidad de la zona sur del Perú.
(Arpa, 2018)
Tesis “Interconexión de la central hidroeléctrica de Langui II al sistema eléctrico interconectado nacional - SEIN” de Mariela Oviedo Ojeda presentado en la Universidad Nacional San Antonio Abad del Cusco. En esta investigación, la tesista se pone como objetivo “Evaluar el impacto de la interconexión de la Central Hidroeléctrica de Langui II al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional” y
“Diagnosticar la operación del sistema eléctrico con la incorporación de la central hidroeléctrica de Langui II”. Esta investigación concluye que la incorporación de la central hidroeléctrica de Langui II incrementará el parque generador del SEIN en 2.90 MW., aliviando el déficit energético en la zona sur, el mismo que no provocará efectos adversos en el sistema. También concluye que la operación del sistema eléctrico del área operativa sur este del SEIN en estado estacionario, se encuentra en buen funcionamiento con tensiones que operan dentro del rango de tolerancia de ±5% de la tensión nominal, también el análisis muestra resultados de cargabilidad en las líneas de transmisión las cuales operan con normalidad y no superan los límites establecidos, a excepción de los transformadores de Dolorespata y Tintaya, los cuales superan sus límites óptimos de trabajo.” (Oviedo, 2015)
Tesis “Interconexión de la C.H. Monobamba – S.E. Simsa mediante la línea de sub transmisión en 60 kV de San Ignacio de Morococha S.A.” de Edmond Sánchez Angulo, presentado en la Universidad Nacional del Centro del Perú. En este trabajo, el tesista tiene como fin Realizar la interconexión de la C.H. Monobamba – S.E. Simsa mediante la línea de sub transmisión para la Compañía Minera San Ignacio de Morococha S.A. y Determinar el nivel de tensión apropiado para la línea de sub transmisión. Esta investigación concluye que la sección más óptima para la línea de subtransmisión en estudio es de 70mm2 de material AAAC, de una longitud de 12,61 km y a una altitud promedio de 2000 m.s.n.m. También concluye que la ruta más conveniente para satisfacer la demanda de la energía eléctrica en forma oportuna, económica y confiable a las cargas conectadas en la Mina San Ignacio de Morococha S.A., es a través de una línea de subtransmisión en 60 kV que interconectarán a la Central Hidroeléctrica Monobamba y la Subestación Simsa. (Sanchez, 2009)
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“Tesis Proyecto de prefactibilidad de una central hidroeléctrica de 200 MW de German Quino Quijandria, presentado en la Universidad Nacional de Ingeniería. En este trabajo, el tesista tiene como fin identificar el concepto del proyecto, analizar y comprobar que puede ser tanto técnica como financieramente posible. Además de abordar un estudio en el que la aplicación de la ingeniería se ve estrechamente relacionada con el desarrollo nacional y que está teniendo especial importancia en el contexto energético actual y futuro del Perú. Esta investigación concluye que la aplicación de pago por bonos como MDL que se plantea, todo esto sumado al beneficio por parte del Estado de la devolución anticipada del I.G.V. que se ha estado aplicando en los recientes proyectos de centrales hidroeléctricas en el Perú, contribuyen de manera sustancial a la realización de proyectos como el presentado en esta tesis. También concluye que el Proyecto de la Hidroeléctrica de 200 MW en el distrito de Santa Rosa provincia de Pallasca, departamento de Ancash, utilizando el potencial del río Tablachaca, es técnica y económicamente viable como muestran los indicadores económicos con un TIR de 14.5 % y un VAN positivo de US$
35,486,042 es posible que exista una variación de estos indicadores en la etapa de factibilidad, pero se mantendrán dentro de la viabilidad.” (Quino, 2009)
“Tesis Pruebas, puesta en servicio y mantenimiento de los generadores síncronos 63.5 MVA/13.8 kV de la central hidroeléctrica San Gabán II” presentado por Walter Miranda Pezo, en la Universidad Nacional de Ingeniería. En este trabajo, el autor tiene como objetivo mostrar el análisis económico de la implementación de un software que gestione el mantenimiento predictivo en los grupos generadores de la Central Hidroeléctrica de San Gabán II para reducir costos y hacer más eficiente el mantenimiento. Este trabajo concluye que en el mantenimiento predictivo de la Central Hidroeléctrica San Gabán II, se ejecuta el monitoreo de vibraciones, análisis de aceite de los grupos generadores, balance eléctrico, termografía y vibraciones de los equipos auxiliares propios y comunes de la central con el objetivo de prevenir, cualquier falla a tiempo. También Concluye que mensualmente se realiza el monitoreo de los niveles de ruido y de las radiaciones electromagnéticas en la casa de máquinas y la subestación. trimestralmente se monitorea la calidad ambiental en la C.H. San Gabán II. El objeto de este monitoreo es verificar la calidad de los efluentes que descarga la Central y reportar al MEM y OSINERG.” (Miranda, 2006)
20 1.2. Bases
1.2.1. Nivel de Corto Circuito
Como generalmente se desconoce la impedancia del circuito de alimentación a la red (impedancia del transformador, red de distribución y acometida) se admite que en caso de cortocircuito la tensión en el inicio de las instalaciones de los usuarios se puede considerar como 0,8 veces la tensión de suministro. Se toma el defecto fase tierra como el más desfavorable, y además se supone despreciable la inductancia de los cables. Esta consideración es válida cuando el Centro de Transformación, origen de la alimentación, está situado fuera del edificio o lugar del suministro afectado, en cuyo caso habría que considerar todas las impedancias. (Stevenson & Grainger, 1996) Normalmente el valor de R deberá tener en cuenta la suma de las resistencias de los conductores entre la Caja General de Protección y el punto considerado en el que se desea calcular el cortocircuito, por ejemplo, el punto donde se emplaza el cuadro con los dispositivos generales de mando y protección. Para el cálculo de R se considerará que los conductores se encuentran a una temperatura de 20ºC, para obtener así el valor máximo posible. (Wang, Song, & Irving, 2008)
1.2.2. Líneas de Transmisión
Es fundamentalmente el medio físico el cual es utilizado para la transmisión y distribución de la energía eléctrica, está compuesta por: conductores, estructuras de soporte, aisladores, accesorios para ajustar aisladores con la estructura de soporte, y cables de guarda (usados en líneas de alta tensión, para protegerlas de descargas atmosféricas); es muy necesario realizar analistas a las características eléctricas de los conductores de las líneas. Los cuatro parámetros que afectan el rendimiento de las Líneas de Transmisión como un elemento de los sistemas eléctricos de potencia, son la inductancia, capacitancia, resistencia y conductancia. La conductancia en derivación es debido a la fuga del aislante de la línea, también son descuidadas en líneas de transmisión aéreas. Los parámetros en serie son la resistencia y la inductancia, estos parámetros están distribuidos uniformemente a lo largo de la línea y forma la impedancia serie total de esta. (Kothari & Nagrath, 2009, pág. 45)
21
1.2.2.1. Impedancia de una Línea de Transmisión.
Resistencia de una Línea
Según (Kothari & Nagrath, 2009), aunque la contribución de la resistencia serie en la impedancia de la línea puede ser descuidada en la mayoría de los casos, es la principal fuente de pérdidas de potencia de la línea. Mientras se estén considerando líneas de transmisión baratas, ‘la presencia de una resistencia debe ser considerada.
La resistencia efectiva en corriente alterna de una línea es dada por:.
2
R P
= I En donde:
R es la resistencia de la línea en Ohm,
P es el promedio de las pérdidas de la línea en Watts I es la corriente rms de la Línea en Amperes
La resistencia en corriente continua está dada por:
Ro l A
=
2
Donde
Ro es la resistencia en corriente continua en Ohms l es la longitud del conductor en metros
es la resistividad del conductor en Ohm-m
A es el area de seccion transversal del conductor en m
Según (Kothari & Nagrath, 2009), la resistencia calculada en las dos ecuaciones anteriores es igual solo si la distribución de la corriente es uniforme a través de su sección transversal a lo largo del conductor. Para pequeños cambios en la temperatura, la resistencia se incrementa de acuerdo a la siguiente ecuación.
(
1)
T o o
R =R + T
Donde
es la resistencia del conductor en la temperatura T° C es la resistencia del conductor en la temperatura 0° C
es el coefisiente de temperatura del conductor a temperatura 0°C
T o o
R R
22 Efecto Piel y Efecto de Proximidad
La distribución de corriente a través de la sección transversal de un conductor, es uniforme solo si la corriente continua pasa a través de toda su sección transversal.
Por lo contrario, si por el conductor está fluyendo corriente alterna, la distribución de corriente no es uniforme a través de la sección transversal, la densidad de corriente es mayor en la superficie del conductor y baja en el centro. Este efecto se pronuncia más cuando la frecuencia de la red es cada vez mayor, este fenómeno es conocido como efecto piel. Esto causa que las pérdidas de potencia por una corriente alternan rms dada sea mayor que por las pérdidas por el mismo valor de corriente continúa fluyendo por el mismo conductor. Consecuentemente la resistencia efectiva en corriente alterna sea mayor que en corriente continua. (Stevenson & Grainger, 1996)
Una cuantitativa explicación de este fenómeno es el siguiente: Imagine un conductor solido redondo (la forma redonda es solo por conveniencia) compuesto por filamentos anulares de igual área de sección transversal. El flujo que enlaza los filamentos decrece progresivamente al movernos hacia filamentos exteriores por la simple razón de que el flujo dentro de los filamentos no los enlaza. La reactancia inductiva de los imaginarios filamentos, por lo tanto, decrece hacia afuera con el resultado de que los filamentos exteriores conducen mayor corriente alterna que los filamentos interiores (siendo los filamentos paralelos) Con el incremento de la frecuencia la uniformidad de reactancia inductiva a través de la sección del conductor llega a ser menos pronunciada y por ello la no uniformidad de corriente. A lo largo del conductor sólido, el efecto piel es bastante significativo a 50Hz. E estudio analítico del efecto piel requiere el uso de las funciones de Bessel. (Kothari & Nagrath, 2009)
Aparte del efecto piel, la no uniformidad de la densidad de corriente a través de la sección transversal del conductor provoca la aparición del fenómeno de proximidad.
Considere una línea bipolar en el cual cada line puede ser dividido en secciones de igual área transversal (es decir tres secciones). Los pares aa’, bb’, cc’ pueden formar tres lazos en paralelo, El enlace de flujo del lazo aa’ (y por lo tanto es inductancia) es el menos e incrementa algo por los otros lazos. Así la densidad de corriente alterna fluyendo en el conductor es más alta en los lados (aa)’del conductor y es el menos que lados exteriores (cc)’. Este tipo de no uniformidad de la distribución de corriente
23
alterna llega a ser más pronunciada cuanto más cerca están los con ductores. Como en el efecto piel, la no uniformidad de la densidad de corriente en la sección transversal del conductor también produce el efecto de proximidad y también incrementa el valor de la resistencia efectiva del conductor. (Kothari & Nagrath, 2009)
Figura 2: Sección dividida de conductor bipolar
En líneas aéreas el efecto de proximidad solo puede darse debido a una negligencia debido que se puede fácilmente incrementar el espaciamiento entre conductores, pero en cables subterráneos el efecto de proximidad siempre está presente porque los cables están bastante juntos, en este caso el efecto de proximidad produce un incremento apreciable en el valor de la resistencia efectiva del conductor.
(Kothari & Nagrath, 2009, p. 71)
Inductancia de una Línea
Según (Kothari & Nagrath, 2009), el voltaje inducido en un circuito está dado por: e=dφ/dt donde phi representa los enlaces de flujo magnético en el circuito en webers (Wb). Esto puede ser escribo como:
Donde L está definido como la inductancia del circuito en Henrios (H), que en general está en función de la corriente i.
Según (Kothari & Nagrath, 2009), en un circuito magnético linear, por ejemplo, un circuito con permeabilidad constante, el flujo varía linealmente con la corriente tal que la inductancia es constante, dado por: L=φ/i Si la corriente es alterna, la anterior ecuación se escribe de la forma:
=LI
d di di
e L
di dt dt
= =
24
Donde lambda e I son los valores rms del flujo magnético y de la corriente respectivamente. Estos están en fase. Reemplazando 𝑑
𝑑𝑡 por jω obtenemos la caída de tensión alterna de estado estable dado el flujo magnético alterno como:
v= = j LI j
De manera similar, la inductancia mutua entre dos circuitos es definido por el flujo magnético en un circuito y la corriente en el otro:
12 12
2
M I
=
La caída de tensión en circuito 1 dado la corriente en circuito 2 es:
1 12 2 12
v = j M I = j
El concepto de inductancia mutua es requerido mientras se considera el acoplamiento en de líneas en paralelo y la influencia de líneas de potencia en líneas telefónicas.
1.2.2.2. Capacitancia de una Línea de Transmisión
La capacitancia junto con la conductancia forma la admitancia en paralelo de la línea de transmisión. La conductancia es debida a fugas en el aislamiento del conductor. Cuando se aplica un voltaje alterno a la línea, la capacitancia de la esta crea una corriente sinusoidal principal llamada corriente de carga la cual se extrae incluso cuando la línea está en circuito abierto en el extremo más alejado. Dado que la capacidad de la línea es proporcional a su "longitud", la corriente de carga es insignificante para líneas de menos de 100 km de longitud. Para líneas más largas, la capacitancia se vuelve cada vez más importante y debe tenerse en cuenta.
(Stevenson & Grainger, 1996, p. 159)
Capacitancia de una Línea de dos Conductores
Considere una línea de dos conductores mostrado en la figura 6, estos están excitados por una fuente monofásica. La línea desarrolla iguales y opuestas cargas sinusoidales en los dos conductores, los cuales pueden ser representados por los fasores qa y qb por lo tanto qa=-qb. (Kothari & Nagrath, 2009, p. 78)
25
Figura 3: Representación de una línea entre dos conductores
Según (Kothari & Nagrath, 2009), la diferencia de potencial vab puede ser escrito en términos de contribuciones echas por qa y qb.
Luego, la capacitancia Cab es:
Capacitancia de una Línea Trifásica
La siguiente figura muestra una línea trifásica compuesta por tres conductores idénticos con radio r y en una configuración equilátera.
Sección transversal de una línea trifásica en configuración equilátera
Según (Kothari & Nagrath, 2009), las expresiones para los voltajes vab y vac
son:
Ya que no hay otras cargas en la vecindad, la suma de cargas de los tres conductores es cero. Así, qa+qb=-qc y obteniendo lo siguiente:
26
Con un voltaje trifásico balanceado aplicado en la line y utilizando el siguiente diagrama de fasores, obtenemos lo siguiente:
Figura 4: Diagrama de fasores del Voltaje trifásico balanceado Sustituyendo estas ecuaciones obtiene el Voltaje a tierra van:
La capacitancia de la línea con neutro es la siguiente:
1.2.2.3. Representación de una Línea de Transmisión
Representación General de una Línea de Transmisión
En una línea de transmisión, los parámetros se distribuyen uniformemente a lo largo de toda la línea. En general para una línea de transmisión, se considera que la línea puede dividirse en varias secciones, y cada sección consta de una inductancia, capacitancia, resistencia y conductancia como se muestra a continuación.
(Electriacal4U, 2020)
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Figura 5; Representación de línea de transmisión
Consideremos una parte pequeña de una línea de transmisión que tiene una longitud "ds" situada a una distancia "s" del extremo receptor. La impedancia en serie de la línea está representada por "zds" y "yds" es la impedancia en derivación de la línea. Debido a la corriente de carga y la pérdida de corona, la corriente no es uniforme a lo largo de la línea. El voltaje también es diferente en diferentes partes de la línea debido a la reactancia inductiva. La diferencia de voltaje entre los extremos de las secciones supuestas de longitud ds es dV. Esta diferencia se debe a la impedancia en serie de la línea. Las fórmulas que a continuación se indican se encuentran en el paper (Electriacal4U, 2020)
De manera similar, la diferencia entre los dos extremos de la sección resultante de la admitancia en derivación de la línea está dada por la ecuación.
para conocer el valor de V, diferenciamos las ecuaciones con respecto a 's'.
,
Y reemplazando las anteriores ecuaciones, se obtiene.
,
Sustituyendo en la última ecuación, obtenemos:
28
Esta ecuación es una ecuación diferencial lineal con coeficientes constantes La solución general de estas ecuaciones es:
Donde, C1 y C2 son las constantes arbitrarias, y se encuentra a partir del valor conocido de V e I en algún punto de la línea.
1.3. Definición de Términos Básicos
1.3.1. Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)
El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional del Perú o SEIN es el conjunto de líneas de transmisión y subestaciones eléctricas conectadas entre sí, así como sus respectivos centros de despacho de carga, el cual permite la transferencia de energía eléctrica entre los diversos sistemas de generación eléctrica del Perú. El SEIN es abastecido por un parque de generación conformado por centrales hidráulicas y centrales térmicas; asimismo, en los últimos años se han puesto en operación centrales tanto hidráulicas como eólicas, catalogadas como centrales de Recursos Energéticos Renovables (RER), dado el fomento por parte del Estado Peruano a un mayor aprovechamiento de los recursos renovables. (COES SINAC, 2015)
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Figura 6: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional – SEIN Fuente: COES
1.3.2. Procedimiento Técnico 20 - COES
Ingreso Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN
Este procedimiento tiene como objetivo establecer los requisitos, condiciones, responsabilidades y pasos necesarios para la conexión, modificación y el retiro de instalaciones eléctricas en el SEIN, así como para el inicio y conclusión de la operación comercial de las unidades o centrales de generación, y la integración de instalaciones de transmisión, de acuerdo a los principios y normas que regulan las funciones del COES. De la misma forma, establece los criterios y requisitos mínimos para el diseño de las instalaciones eléctricas que se conecten al SEIN. (COES SINAC, 2013)
1.3.2.1. Criterios Mínimos de Diseño de Sistemas de Transmisión El Anexo 1 del procedimiento técnico 20 del COES, Criterios mínimos para el diseño de sistemas eléctricos, establece los requerimientos básicos para el diseño del Sistema de Transmisión Troncal Nacional (STTN), Sistema de Transmisión Troncal Regional (STTR) y Sistema de Transmisión Local (STL) del SEIN.
30
Los criterios y requerimientos del COES se basan en:
• Orientar acciones tendientes a obtener mejoras progresivas de la confiabilidad del SEIN.
• Garantizar la racionalidad de su desarrollo desde un punto de vista del interés público, de modo tal que proyectos individuales no agoten en forma impropia la capacidad de instalaciones y que no afecten innecesariamente o improductivamente al medio ambiente.
• Asegurar que las sucesivas modificaciones del sistema con cada una de sus ampliaciones no reduzcan su confiabilidad garantizando la continuidad y calidad del suministro eléctrico.
• Definir prestaciones mínimas exigibles que aseguren que tanto el diseño de las nuevas instalaciones como su desempeño, serán compatibles con los niveles de confiabilidad crecientes requeridos.
Normas y Especificaciones Técnicas Utilizadas por el COES
Los criterios que se desarrollan en el diseño de sistema eléctricos de transmisión, así como los requerimientos y normas que utiliza el COES, se encuentran en las disposiciones del Código Nacional de Electricidad Suministro y el Código Nacional de Electricidad Utilización (CNE suministro y CNE utilización) vigentes en el Perú.
Capacidad de Transmisión
Las capacidades de transmisión por límite térmico, en alterna, de las líneas de Transmisión son expuestas en la tabla 1:
Tabla 1 Capacidades de Transmisión de LT
En condiciones de emergencia, por un periodo de hasta treinta minutos, las líneas de transmisión deberán soportar una sobrecarga no menor al 30% por encima de la Capacidad de Transmisión por Límite Térmico.
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1.3.2.2. Criterios para el Diseño de Líneas de Transmisión Capacidad de Corriente en las Fases
El cálculo de la capacidad de corriente de los conductores de fase se realizará utilizando la norma IEEE 738 “Standard for Calculating the Current - Temperature of Bare Overhead Conductors”.
Para cumplir con las capacidades de transmisión de las líneas del sistema de transmisión troncal, así como de las líneas del sistema de transmisión local, la temperatura en los conductores de fase no deberá superar el límite térmico de 75 °C para las capacidades de transmisión indicadas y en las siguientes condiciones ambientales:
• La temperatura máxima media de la región de implantación de la línea correspondiente al promedio de las máximas anuales durante un período mínimo de10 años.
• Radiación solar máxima
• Viento mínimo de 0,61 m/s perpendicular al conductor
Capacidad de Corriente de los Cable de Guarda
Los cables de guarda deberán resistir la circulación de la corriente de corto circuito monofásico franco a tierra (o la parte proporcional que le corresponda según distribución de la corriente de falla entre los cables de guarda) en cualquier estructura de la línea, con una duración no menor de 0,5 s. Se deberá considerar lo señalado por la norma IEC 60865.
Perdidas Joule
Las pérdidas Joule serán calculadas para la capacidad de transmisión de la línea, considerando un factor de potencia unitario y la resistencia eléctrica de los cables calculada a 75°C.
Coordinación de Aislamiento
En la coordinación de aislamiento se deberá considerar lo señalado por la norma IEC 60071 y en “EPRI AC Transmission Line Reference Book - 200 kV and Above”, Third Edition, Electric Power Research Institute.
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Aislamiento para Tensión Máxima de Servicio
Para dimensionar el aislamiento de la línea de transmisión, las distancias mínimas a las estructuras, deben considerar la máxima oscilación de la cadena de aisladores por efecto del viento, siendo el valor de la presión de viento la recomendada en el CNE Suministro vigente.
Aislamiento para Sobretensiones de Maniobra
El nivel de sobretensión adoptada para el dimensionamiento de las distancias eléctricas de las estructuras, deberá ser igual o mayor que el nivel de sobretensiones de maniobra indicado por los estudios de transitorios electromagnéticos.
Para el diseño de líneas de Sistemas de Transmisión Troncal, se admitirá una falla de aislamiento por cada 1000 maniobras de energización de línea, y una por cada 100 maniobras en el caso de re-energización.
Efecto Corona
En líneas del STTN y STTR deberá verificarse que el valor máximo de gradiente superficial en los conductores, no supere los valores de gradientes críticos siguientes:
• 16 kVrms/cm, en región costa con altitudes hasta 1 000 msnm.
• 18,5 kVrms/cm, en región selva con altitudes hasta 1 000 msnm.
• 18,5 kVrms/cm, en las zonas con altitud mayor a 1 000 msnm. Este valor está referido al nivel del mar por lo que deberá corregirse por altitud.
En líneas del Sistema de transmisión Local, se podrá emplear otros valores de gradiente, que serán evaluados en el estudio de Pre Operatividad
Campo Eléctrico
El campo eléctrico medido a un metro del nivel de suelo y al límite de la faja de servidumbre, deberá cumplir con lo indicado en CNE Suministro vigente. Para líneas del STTN y STTR aplicará el límite correspondiente a exposición poblacional, mientras que para líneas del Sistema de transmisión Local aplicará el límite según la zona que atraviesa.
33 Campo Magnético
El campo magnético medido a un metro del nivel del suelo y al límite de la faja de servidumbre, deberá cumplir con lo indicado en el CNE Suministro vigente. Para líneas del Sistema de Transmisión Troncal aplicará el límite correspondiente a exposición poblacional, mientras que para líneas del Sistema de transmisión Local aplicará el límite según la zona que atraviesa.
1.3.3. Digsilent Power Factory
“El programa de cálculo Power Factory, escrito por DIGSILENT, es una herramienta de ingeniería asistida por computadora para el análisis de sistemas de transmisión, distribución y energía eléctrica industrial. Ha sido diseñado como un paquete avanzado de software integrado e interactivo dedicado al análisis de control y sistema de energía eléctrica con el fin de lograr los principales objetivos de optimización de planificación y operación. “DIGSILENT” es un acrónimo de “Digital SImuLation of Electrical NeTworks”. DIGSILENT Versión 7 fue el primer software de análisis de sistemas de potencia del mundo con una interfaz gráfica integrada de una sola línea. Ese diagrama interactivo de una sola línea incluye funciones de dibujo, capacidades de edición y todas las características de cálculo estáticas y dinámicas relevantes.” (DIGSILENT GmbH, 2014, pág.
1.4. Hipótesis de Investigación 1.4.1. Hipótesis General
• Ha: Existe relación significativa entre la Línea L-6073 de 220kV operando a 60kV y el Impacto que se produce en el SEIN al interconectar las centrales Runatullo II y III
• Ho: No existe relación significativa entre la Línea L-6073 de 220kV operando a 60kV y el Impacto que se produce en el SEIN al interconectar las centrales Runatullo II y III
34 1.4.2. Hipótesis Específicas
• HE1: Existe relación significativa entre el diseño de la Línea L-6073 operando a 60Kv con el Nivel máximo de corto circuito en las líneas de 60kV del Sistema Eléctrico de Valle del Mantaro.
• HE2: Existe relación significativa entre el diseño de la Línea L-6073 operando a 60Kv con la eficiencia de las líneas de 60kV del Sistema Eléctrico de Valle del Mantaro.
1.5. Operacionalización de Variables
Tabla 2 Operacionalización de las variables
VARIABLES DEFINICIÓN
OPERATIVA DIMENSIONES INDICADORES
V1:
Línea L-6073 de 220kV operando a 60kV
Parámetros
Eléctricos de la línea con un determinado diseño y operando en un nivel de 60kV
Diseño de la línea L- 6073 operando a 60KV
• Resistencia del conductor (Ω)
• Disposición de los conductores en la torre (m)
V2:
Impacto en el SEIN.
Cambios ocurridos en el sistema eléctrico del Valle del Mantaro ante la variación de tensión de diseño de la línea L-6073.
Nivel máximo de corto circuito en las líneas de 60kV
• Corriente de Cortocircuito Simétrica inicial Ikss máxima (KA)
• Potencia de Cortocircuito Simétrica inicial Skss máxima (MVA)
Eficiencia de las líneas de 60kV
• Caída de Tensión (kV)
• Corriente Transmitida(A)
35
CAPÍTULO II
2. DISEÑO METODOLÓGICO 2.1. Tipo y Nivel de Investigación
2.1.1. Tipo:
La presente investigación es de tipo aplicada, pues se lleva nociones científicas a la realidad para cumplir un objetivo concreto que contribuya al desarrollo de la sociedad. (Hernández, Fernández, & Baptista, 2014)
2.1.2. Nivel:
El nivel de investigación utilizado es Correlacional ya que su propósito principal es saber cómo se comportaría la variable 1 conociendo el comportamiento de la variable 2. Según Hernández Sampieri el enfoque o nivel correlacional “tiene como finalidad conocer la relación o grado de asociación que exista entre dos o más conceptos, categorías o variables en una muestra o contexto en particular”.
(Hernandez, Fernandez, & Baptista, 2014, p. 93)
De acuerdo con Hernández Sampieri et al (2014), el nivel de la presente investigación no puede ser de nivel explicativo, pues, aunque su diseño de investigación es experimental, se clasifica en el tipo pre experimental, el cual carece de control, por consiguiente, no puede establecer una relación de causalidad (p.141), es por ello que su nivel es correlacional (véase Diseño de Investigación del presente informe).
2.1.3. Enfoque
El enfoque de esta investigación es Cuantitativo ya que de las preguntas se elaboran hipótesis y establecen variables; se determina un diseño para probarlas y se miden las variables en un determinado contexto. (Hernandez, Fernandez, & Baptista, 2014, p. 4)
2.2. Métodos de Investigación
Analítico – sintético. Se considera que el método utilizado es analítico porque descompone en partes los aspectos del todo estudiado, es decir, se analiza todos los aspectos de la línea de transmisión que pueden causar cambios en el sistema
36
eléctrico. Es sintético porque se trata de integrar todos estos aspectos para entender el comportamiento de todo el sistema eléctrico.
Hipotético - deductivo: puesto que se trata de comprobar una hipótesis planteada a comienzos de la investigación.
2.3. Diseño de la Investigación
De acuerdo con Hernández Sampieri et al (2014), el diseño de investigación es una “estrategia que se desarrolla para obtener la información que se requiere en una investigación y responder al planteamiento” (p.126). Existen dos clases de diseño: los No experimentales y los Experimentales. La presente investigación es de diseño No Experimental, de lo cual Hernández Sampieri indica:
“Los experimentos manipulan tratamientos, estímulos, influencias o intervenciones (denominadas variables independientes) para observar sus efectos sobre otras variables (las dependientes) en una situación de control…
Un diseño no experimental no genera ninguna situación, sino que se observan situaciones ya existentes, no provocadas intencionalmente en la investigación por quien la realiza”. (Hernandez, Fernandez, & Baptista, 2014, pág. 129) Hernández Sampieri et al (2014), indica que los diseños correlacionales
“Los diseños correlacionales-causales pueden limitarse a establecer relaciones entre variables sin precisar sentido de causalidad o pretender analizar relaciones causales. Cuando se limitan a relaciones no causales, se fundamentan en planteamientos e hipótesis correlacionales; del mismo modo, cuando buscan evaluar vinculaciones causales, se basan en planteamientos e hipótesis causales”. (Hernandez – sampieri et al, 2014, p.157)
El esquema del diseño aplicado es el siguiente:
Dónde:
3. OV1: Toma de datos de la variable V1 4. M : Muestra a estudiar.
5. OV2 : Toma de datos de la variable V2 6. r : Relación existente
37 2.4. Población y Muestra
2.4.1. Población
La población del presente trabajo está representada por todo el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
2.4.2. Muestra
Para la presente investigación se consideró una muestra no aleatoria, esta muestra está conformada por todas las líneas de 60kV del Sistema eléctrico del Valle del Mantaro, por ser representativas para medir el impacto en el SEIN.
El sistema eléctrico del Valle del Mantaro está compuesto por la red alimentada por la subestación de Huayucachi y sus principales subestaciones son Huancayo Este, Salesianos, Parque Industrial, Concepción, Xauxa y Runatullo a 60kV.
2.4.3. Técnica de Muestreo
La técnica de muestreo utilizada en el desarrollo de esta investigación, es la técnica de muestreo a juicio del investigador, que es no probabilístico, ya que las líneas de 60kV del Sistema Eléctrico del Valle del Mantaro están en la zona más afectada del SEIN al realizar los cambios en la línea de transmisión L-6073.
2.5. Técnicas e Instrumentos de Recopilación de Datos 2.5.1. Técnicas de Recopilación de Datos
Análisis Documental
En esta investigación se utilizó la técnica de Análisis Documental, la cual consiste en realizar la recopilación de la información ya existente sobre el tema en diferentes revistas, artículos científicos, libros y otros trabajos académicos.
Este trabajo de investigación realizó una revisión documental para proporcionar un enfoque sobre el estado del problema escogido, además, se estableció una relación entre las fuentes y se hizo comparaciones entre estas para poder analizar eficientemente los datos recopilados sobre el tema.
Observación
Durante la elaboración de este trabajo, se hace uso de la técnica de la observación científica, el cual posibilita el análisis del fenómeno, hecho o caso, con
38
objetivos claros, definidos y precisos para recopilar información y registrarla adecuadamente.
2.5.2. Instrumentos de Recopilación de Datos
Al realizar las simulaciones, los datos se recogieron en una guía de observación y dos fichas de cotejo. Dichos datos están relacionados a los indicadores de las variables de investigación, los cuales tienen valores numerales, porcentuales o graduales.
Cuaderno de Observación
En este trabajo, se utilizó, como instrumento de recopilación de datos, el cuaderno o guía de observación el cual consiste en anotar y analizar todos los datos para su posterior procesamiento. Tal como los parámetros de la línea L-6073 y los parámetros de la línea hipotética diseñada a 60kV, así como también los datos del sistema eléctrico del valle del Mantaro. (Véase anexo a).
Fichas de Cotejo
En este trabajo se utilizó, como instrumento de recopilación de datos, la ficha de cotejo que consiste en la elaboración de una lista de características de los elementos a evaluar, en este caso las líneas del sistema eléctrico del Valle del Mantaro para realizar una prueba estadística. En la ficha de cotejo 1 se describe los parámetros eléctricos de la línea L-6073 y la línea hipotética. En la ficha de cotejo 2 se anota los resultados de la simulación hecha al sistema eléctrico del Valle del Mantaro. Las fichas de Cotejo que se utilizó se muestran en el anexo.
Confiabilidad y validez de los instrumentos
Dado que para la presente investigación se usó un muestreo no probabilístico donde la muestra es significativamente reducida, no hay necesidad de realizar una prueba de confiabilidad.
Asimismo, puesto que los instrumentos fueron elaborados en base a los requerimientos exigidos por el COES, el Código Nacional de Electricidad (CNE - Suministro) y los modelos simulados están basados en archivos de Electrocentro, la
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validez de los mismos ya está predeterminada, por lo tanto, se puede prescindir de esa evaluación.
2.6. Técnica de procesamiento de Datos
Una vez recopilados los datos del Sistema eléctrico del Valle del Mantaro, se procedió a evaluar el impacto que produce en el SEIN la línea L-6073, diseñada para 220kV, al operar a 60kV en comparación al impacto de una línea hipotética diseñada a 60kV, para ello se elaboró dos modelos del Sistema Eléctrico del Valle del Mantaro con las siguientes particularidades:
• Con Línea L-6073 con características actuales (Diseño a 220 kV).
• Con Línea hipotética con diseño a 60kV
Para poder elaborar el segundo modelo, utilizando el software Digsilent, se calculó los parámetros eléctricos de la línea hipotética en base a un tipo de conductor y disposición de estos en las torres.
Además, para que los modelos estén determinados, estarán bajo condiciones de Avenida y Estiaje a máxima demanda, dichas condiciones fueron determinadas utilizando la base de datos del COES.
Estos modelos fueron simulados en estado estable para determinar el flujo de potencia de la red y bajo falla monofásica a tierra, bifásica y trifásica.
2.6.1. Determinación de los parámetros eléctricos de la Línea Hipotética Primero se calculó la resistencia máxima de la línea asumiendo que:
• El Angulo de la impedancia de la línea es de 70°
• La línea produce una caída máxima de tensión de 5%
• La corriente de la línea es el 95% de capacidad de la central con factor de potencia 0.99 en atraso.
• No existe corriente de fuga
Estos datos se reemplazaron en las siguientes ecuaciones:
i j 0.05 nom
v − v = V (1)
i j 3
v −v = ZI (2)
40 donde:
tension nominal de linea de las barras fasor de tension de linea de la barra emisora
fasor de tension de linea de la barra receptora fasor de impedancia
fasor de co
nom i
j
V v v z
i rriente de linea
La ecuación (1) relaciona las tensiones entre dos barras y la caída de tensión entre estas, la ecuación (2) es la ley de Ohm en corriente alterna trifásica con tensiones y corrientes de línea por lo que aparece el factor
3
.Al resolver estas ecuaciones, se obtiene la resistencia máxima de la línea hipotética, conocido dicho valor se escogió el tipo de conductor de un catálogo de cables.
Seguidamente, se determinó la disposición de los conductores en las torres utilizando los valores y cálculos para distancias mínimas de seguridad dados por el
“Código Nacional de Electricidad – Suministro 2011” (CNE). Los cálculos y valores utilizados son los siguientes.
La Distancia horizontal mínima entre conductores, teniendo en cuenta la oscilación de los conductores, valores de flecha y longitud de la cadena de suspensión, dada en la regla 235.B. 1. b (2) de la CNE - Suministro 2011, la cual es la fórmula (3):
7.6· · 8 2.12· · ( )
D= U Fc+ S +L sen (3) donde:
: separacion de conductores en mm U : tension maxima en kV
Fc : factor de Correccion por altura S : flecha de la linea en mm
L : longitud del aislador en mm
: ángulo máximo de oscilacion en grado D
sEl factor de corrección por altitud, dada por el CNE - Suministro 2011, (tabla 441-5) se muestra a continuación:
41
Tabla 3 Factor de corrección por altitud. CNE Suministro 2011
Una vez calculada la distancia entre conductores, se obtuvo la disposición de los conductores en las torres, estas coordenadas junto con las características del conductor se colocaron en el software Digsilent y con ello se pudo calcular los parámetros de la línea.
Figura 7: Cálculo de los parámetros de la línea con el software Digsilent Power Factory
En Digsilent Power Factory, para crear un nuevo tipo de línea, se entra en la ventana de edición de línea, se clica en la flecha al costado de “Type”, luego en
“Project Type” y en” Tower Geometry Type (TypGeo)” y se muestra la siguiente ventana.
42
Figura 8: Digsilent Power Factory, creación de un nuevo tipo de línea
En esta ventana se coloca el número de conductores a tierra, numero de circuitos y las coordenadas de los conductores. Luego de introducir esos datos se presiona en ok y la ventana de edición de línea queda así:
Figura 9 Digsilent Power Factory, edición en la creación de un nuevo tipo de línea.
En esta ventana se procede a escoger el tipo de conductor de fase que se indica en la siguiente figura:
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Figura 10 Digsilent Power Factory, elección de tipo de conductor de fase.
Y se muestra la siguiente ventana en donde se puede introducir el valor de voltaje nominal, corriente nominal, numero de subconductores, la resistencia a 20°C, el radio medio geométrico y el diámetro exterior correspondiente al tipo del conductor.
Figura 11 Digsilent Power Factory, elección del voltaje nominal.
Posteriormente y presionando ok, se muestra la ventana de edición de línea con los parámetros de la línea.
Figura 12 Digsilent Power Factory edición de línea con los parámetros de la línea
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2.6.2. Simulación del Sistema Eléctrico del Valle del Mantaro
Luego de determinar los parámetros eléctricos de la línea hipotética, se procedió a simular el sistema eléctrico del Valle del Mantaro. Para ello se utilizó el diagrama unifilar del sistema en estudio en el software Digsilent elaborado por Electrocentro para el año 2019.
Figura 13 Diagrama unifilar del sistema eléctrico de Valle del Mantaro Fuente: Electrocentro
A este diagrama se cambió los datos del sistema en condiciones de Avenida y Estiaje para el año 2021 en base a l datos del COES.
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Figura 14 Vemtama de edicion da cargas (Load Element) en Digsilent Para ello, se estableció 4 casos de estudio correspondientes a los escenarios de operación (condiciones de Avenida y Estiaje) y a las variaciones en la red (con la línea L-6073 y con la línea hipotética a 60kV).
Figura 15 Casos de estudio (study case), escenarios de operación (operatión scenario) y variaciones de red (network variations) en la simulación
En todos estos casos de estudios se hizo el cálculo de flujo de potencia (Load flow calculation) y el cálculo de corto circuito (short circuit calculation).
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Figura 16 Cuadro de dialogo para el cálculo de flujo de potencias en el software Digsilent Power Factory
Figura 17 Cuadro de diálogo para el cálculo de corto circuito en el software Digsilent Power Factory
Entre los resultados del cálculo del flujo de potencias en Digsilent, se encuentran la caída de tensión y la corriente transmitida en cada línea con los cuales se puede determinar la eficiencia. De la misma forma, el cálculo de corto circuito en Digsilent, permite obtener las corrientes de falla en cada barra y con lo cual determinar los máximos niveles de corto circuito en cada línea del sistema en estudio.
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CAPÍTULO III
7. ANALISIS Y DISCUSION DE RESULTADOS 2.7. Datos del Sistema en Estudio
El sistema eléctrico de Valle del Mantaro se ubica en el departamento de Junín y distribuye energía eléctrica a las provincias de Huancayo, Chupaca, Jauja y Concepción. Este sistema tiene como subestaciones principales a la SE Huayucachi de 220kV la cual alimenta mediante líneas a las subestaciones de Huancayo Este, Salesianos, Parque Industrial, Concepción y Xauxa a 60kV.
2.7.1. Características de la Línea L-6073
Las Centrales Hidroeléctricas Runatullo II y Runatullo III inyectan potencia a la red de valle del Mantaro mediante la línea L-6073 que va de la SE Runatullo III a la SE Concepción a 60kV, como se muestra en el diagrama Unifilar.
Figura 18: Diagrama unifilar de las Centrales Hidroeléctricas Runatullo II y Runatullo III.