Universidad de La Salle Universidad de La Salle Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería 1-1-2007 Modelo técnico económico de sustitución de líneas de baja Modelo técnico económico de sustitución de líneas de baja tensión por líneas de media tensión en sistemas de distribución tensión por líneas de media tensión en sistemas de distribución Wilson Guiovani López Fuentes Universidad de La Salle, Bogotá Wilson Raúl Ballén Chillón Universidad de La Salle, Bogotá Follow this and additional works at: https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica Citación recomendada Citación recomendada López Fuentes, W. G., & Ballén Chillón, W. R. (2007). Modelo técnico económico de sustitución de líneas de baja tensión por líneas de media tensión en sistemas de distribución. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/101 This Trabajo de grado - Pregrado is brought to you for free and open access by the Facultad de Ingeniería at Ciencia Unisalle. It has been accepted for inclusion in Ingeniería Eléctrica by an authorized administrator of Ciencia Unisalle. For more information, please contact [email protected].
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Universidad de La Salle Universidad de La Salle
Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle
Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería
1-1-2007
Modelo técnico económico de sustitución de líneas de baja Modelo técnico económico de sustitución de líneas de baja
tensión por líneas de media tensión en sistemas de distribución tensión por líneas de media tensión en sistemas de distribución
Wilson Guiovani López Fuentes Universidad de La Salle, Bogotá
Wilson Raúl Ballén Chillón Universidad de La Salle, Bogotá
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Citación recomendada Citación recomendada López Fuentes, W. G., & Ballén Chillón, W. R. (2007). Modelo técnico económico de sustitución de líneas de baja tensión por líneas de media tensión en sistemas de distribución. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/101
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MODELO TÉCNICO ECONÓMICO DE SUSTITUCIÓN DE LÍNEAS DE BAJA TENSIÓN POR LÍNEAS DE MEDIA TENSION EN SISTEMAS DE
DISTRIBUCIÓN
WILSON GUIOVANI LÓPEZ FUENTES WILSON RAÚL BALLÉN CHILLÓN
UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ D.C. 2007
MODELO TÉCNICO ECONÓMICO DE SUSTITUCIÓN DE LÍNEAS DE BAJA TENSIÓN POR LÍNEAS DE MEDIA TENSIÓN EN SISTEMAS DE
DISTRIBUCIÓN
WILSON GUIOVANI LÓPEZ FUENTES WILSON RAÚL BALLÉN CHILLÓN
Trabajo Final de Grado para optar por el título de Ingeniero Electricista
Director: GERMÁN GUERRERO Ingeniero Electricista
UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ D.C. 2007
Nota de aceptación:
Ing. Germán Guerrero DIRECTOR DEL PROYECTO
Ing. Julio Cesar García
JURADO DEL PROYECTO
Ing. José Carlos Romero JURADO DEL PROYECTO
OBSERVACIONES DE LOS JURADOS
A mi madre por que sin su amor, confianza y esfuerzo nada de esto hubiera sido posible A mi tía y mi padre gracias por su apoyo y su fe en mí. A Isabel Claro que esta conmigo en todo momento. A mis familiares y verdaderos amigos por su apoyo y preocupación. A Dios que puso a todas las personas que tienen confianza en mi camino aunque ya no estén conmigo Wilson Guivani López Fuentes
A Dios por darme la fortaleza necesaria para salir adelante. A mis adorados padres por todo su amor y apoyo incondicional a pesar de todos los inconvenientes A mi esposa divina por todo su cariño y toda la fe que deposito en mí aún en los momentos más difíciles A mis hermanos por su grandiosa colaboración y compañía A mi sobrina y cuñada por su amor y sus incansables travesuras Wilson Raúl Ballén Chillón
AGRADECIMIENTOS
Los autores expresan su agradecimiento a: A Germán Guerrero, Ingeniero Electricista Gestor y Director del Proyecto. A Oscar Bulla, Ingeniero Electricista. Colaborador, Profesional de Distribución,
CODENSA S.A. ESP A Gustavo Arciniegas. Colaborador, Coordinador Trabajo de Grado. A La Empresa LIVING S.A. A La Empresa CODENSA S.A. ESP A La Universidad De La Salle A Todas y cada una de las personas que de una u otra forma colaboraron con la
realización de este trabajo
Ni la Universidad, ni el asesor, ni el jurado calificador son responsables por las ideas aquí expuestas
UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Wilson Guiovani López Fuentes 1 Wilson Raúl Ballén Chillón
RESUMEN .............................................................................................................. 8 INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 9 1 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ....................... 11 COMPONENTES DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ........................... 12
1.2 PÉRDIDAS DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN..................................... 13
1.2.2 Cálculo de pérdidas eléctricas.................................................................... 15
1.2.3 Factor de pérdidas...................................................................................... 15
1.2.4 Pérdidas en conductores ............................................................................ 16
1.2.5 Pérdidas en transformadores ..................................................................... 19
1.2.6 Pérdidas No Técnicas................................................................................. 20
2 REDES ACTUALES DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA
ZONA DE ESTUDIO................................................................................... 22 2.1 LEVANTAMIENTO DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN........................... 22
2.2 NÚMERO DE TRANSFORMADORES Y CANTIDAD A ANALIZAR............ 26
2.3 RECOLECCIÓN Y ANÁLISIS DE INFORMACIÓN ..................................... 29
2.3.1 Datos de levantamiento. ............................................................................. 29
2.3.2 Ejemplo del levantamiento de un circuito ................................................... 30
2.4 PÉRDIDAS DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ACTUAL. ......................... 33
2.4.1 Análisis de pérdidas en transformadores.................................................... 33
2.4.2 Análisis de pérdidas en red de BT.............................................................. 37
2.4.3 Resumen general de pérdidas del sistema de distribución actual. ............. 40
3. DISEÑO DE KILÓMETRO TÍPICO DE LAS REDES ACTUALES DEL
SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA ZONA DE ESTUDIO........................ 42
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Wilson Guiovani López Fuentes 22 Wilson Raúl Ballén Chillón
4. DISEÑO DE REDES DEL NUEVO SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN URBANA
DE LA ZONA DE ESTUDIO........................................................................ 54 4.1 GENERALIDADES ..................................................................................... 54
4.2 DISEÑO DEL SISTEMA PROPUESTO. ..................................................... 55
4.2.1 Características de los transformadores a ser ubicados en el diseño.......... 57
4.2.2 Características de los conductores............................................................. 59
4.3 ANÁLISIS DE PÉRDIDAS DEL SISTEMA PROPUESTO ........................... 60
4.3.1 Análisis de pérdidas en los transformadores. ............................................. 68
4.3.2 Análisis de pérdidas en red BT................................................................... 70
4.3.3 Resumen general de pérdidas del sistema propuesto................................ 71
5 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA VIABILIDAD DEL PROYECTO ............... 75 5.1 VALOR PRESENTE NETO......................................................................... 75
5.2 RELACIÓN BENEFICIO COSTO................................................................ 76
5.3 RESUMEN FINANCIERO DEL PROYECTO .............................................. 85
ILUSTRACIÓN 13 FIGURA DEL KILÓMETRO TÍPICO DE LAS REDES
PROPUESTAS FLUJO DE CARGA------------------------------------ 67
ILUSTRACIÓN 14 ESQUEMA DEL VALOR PRESENTE NETO---------------------- 76
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Wilson Guiovani López Fuentes 66 Wilson Raúl Ballén Chillón
GLOSARIO
CIRCUITO: Trayecto o ruta de una corriente eléctrica formado por conductores,
que transporta energía eléctrica entre fuentes (centrales eléctricas) y cargas
(consumidores). CONDUCTOR: Material que opone mínima resistencia ante una corriente
eléctrica. CORRIENTE: Es el flujo de electrones a través de un conductor. Su intensidad se
mide en Amperes (A). CENTRO DE DISTRIBUCIÓN: el nombre o referencia de donde se encuentran
ubicados los transformadores donde se transforma el voltaje de media tensión a
baja tensión.
OPERADOR DE RED: Operador de red es quien se encarga de la planeación de
la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de
un Sistema de Transmisión Regional o Sistema de Distribución Local. Los activos
pueden ser de su propiedad o de terceros. ENERGÍA: Capacidad de un sistema para realizar un trabajo. ENERGÍA ELÉCTRICA: Es la producida por un generador cuando gira en un
campo electromagnético. El generador produce una energía que es igual a la
potencia (W) multiplicada por el tiempo de funcionamiento. La energía eléctrica se
mide en vatios por hora (Wh); 1.000 Wh=1 kWh. (Un kilovatio). kV: Kilovoltio = 1.000 voltios
kVA: Kilo Volt Ampere. Es la potencia aparente.
kW: Kilowatt: unidad equivalente a 1.000 watts.
kWh: Kilowatt-hora. Unidad de energía utilizada para registrar los consumos.
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Wilson Guiovani López Fuentes 77 Wilson Raúl Ballén Chillón
MW: Megawatt o megavatio: unidad de consumo de energía equivalente a un
millón de vatios: 1.000 kW.
NODO: Punto determinado donde convergen líneas de distribución de energía
eléctrica.
PÉRDIDAS NO TÉCNICAS: Es la energía consumida en el sistema, la cual no es
facturada, excluyendo las pérdidas técnicas. Puede ser por fraude, errores o
anomalías de medición, clientes auto conectados o con servicio directo.
PÉRDIDAS TÉCNICAS: Es la energía consumida por los equipos propios de los
sistemas de generación, transmisión y distribución.
POTENCIA: Es la capacidad de producir o demandar energía por unidad de
tiempo. Se mide en vatios (W); 1.000 W = 1 kW.
POTENCIA INSTALADA: Es la capacidad de la instalación eléctrica.
SUBESTACIÓN TRANSFORMADORA: Instalación eléctrica donde se rebaja la
tensión en un nivel inferior al de las estaciones transformadoras. TENSIÓN: Se considera tensión eléctrica a la diferencia de potencial que existe
entre dos puntos de un circuito eléctrico. Simbolizada con V. TRANSFORMADOR: Máquina o equipo electromagnético que permite aumentar o
disminuir el voltaje o tensión en un circuito eléctrico de corriente alterna,
manteniendo la frecuencia
TRANSPORTE: Sistema de transmisión.
VATIO: Unidad de potencia watt (W).
VOLT o VOLTIO (V): Unidad que mide la tensión. En la industria eléctrica se usa
también el kilovolt (kV) que equivale a 1.000 V.
WATT (W): es la unidad de potencia del Sistema Internacional de Unidades. Su
símbolo es W. Es el equivalente a 1 julio por segundo (1 J/s)
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Wilson Guiovani López Fuentes 88 Wilson Raúl Ballén Chillón
RESUMEN
El fin de este proyecto de grado es el estudio de la viabilidad de la sustitución de las
redes de distribución aéreas urbanas trifásicas y monofásicas de baja tensión (208 /
120V), reemplazándolas por redes aéreas urbanas trifásicas o monofásicas de
distribución de media tensión.
El sistema actual está constituido por redes eléctricas de media tensión distribuidas
en terreno con sus debidas estructuras y de acuerdo a las necesidades de carga de
los usuarios llevan instalados equipos de transformación (transformadores), en el
caso actual con una capacidad elevada para un gran grupo de usuarios y tiene por
función reducir el nivel de tensión para poder ser distribuidas por redes de baja
tensión y así llegar por medio de acometidas al usuario final.
El sistema propuesto se compone o se constituye por redes eléctricas de media
tensión, más la ampliación de las mismas redes y sus debidas estructuras, para
instalar transformadores de baja capacidad con un grupo menor de usuarios y así
suplir la carga de los usuarios directamente del transformador a instalar y sustituir
las redes de baja tensión
Con este nuevo sistema se comprobó por medio de levantamientos de una zona
específica, que el nivel de pérdidas se disminuye del 10.86 % al 5.61 %, ya que del
trasformador salen directamente las acometidas a los usuarios reduciendo las
pérdidas en las líneas baja tensión.
La empresa le brinda una mayor confiabilidad del servicio de energía, al disminuir el
número de personas afectadas en caso de falla de un trasformador dando
seguridad y confianza, además se bajará la contaminación visual en las vías.
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Wilson Guiovani López Fuentes 99 Wilson Raúl Ballén Chillón
INTRODUCCIÓN Este proyecto de grado tiene como fin el estudio, cálculo y diseño para mirar la
viabilidad de sustituir las redes eléctricas aéreas de baja tensión que se alimentan
de transformadores de diversas capacidades(15, 30, 45, 75, 112.5, 150) kVA, a
nivel residencial y comercial que interconectan el sistema de distribución, como la
posible solución para la reducción de los niveles de pérdidas técnicas o no
técnicas que existe en el sistema de distribución aéreo, buscando la disminución
de pérdidas económicas de una empresa distribuidora de energía, evitando el
crecimiento de pérdidas de energía en todos los aspectos.
La distribución de energía eléctrica es una actividad cuyas metodologías están en
un proceso constante de evolución reflejada en el tipo de equipos y herramientas
utilizadas en los tipos de estructuras, en los materiales con los que se construyen
las redes de distribución y en los métodos de trabajo de las cuadrillas de
construcción y mantenimiento. En la actual situación económica del país, las
empresas distribuidoras de energía deben estar al margen de los procesos
evolutivos de desarrollo para la mejor prestación del servicio de energía, por esto
uno de los factores más importantes en la prestación del servicio es garantizar un
excelente servicio al usuario final.
El capítulo primero presenta los conceptos básicos de redes de distribución,
niveles de pérdidas y demás temas concernientes al futuro manejo del proyecto.
El segundo capítulo refiere a la metodología para hallar la muestra del estudio en
cuestión por medio de un análisis estadístico, utilizando para ello los parámetros
como error, nivel de confianza y la desviación estándar de la población y así se
tomara el kilómetro típico para hacer el estudio.
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Wilson Guiovani López Fuentes 1010 Wilson Raúl Ballén Chillón
Se indicará como se realizó el levantamiento del sistema de distribución aéreo de
MT como de BT en la zona estudiada y la tabla de datos que se conformó con la
siguiente información, centro de distribución (CD), punto físico (PF), nodos, cliente
o usuario, tipo de cuenta 3Φ, 2Φ, 1Φ, longitud de acometida, potencia promedio
mensual.
El capítulo tercero y cuarto desarrolla desde el circuito típico propuesto hasta el
estudio del mismo ya que este capítulo muestra la sustitución de redes de baja
tensión presentes en el sistema actual por las redes de media tensión alimentando
la carga de los usuarios con acometidas monofásicas y trifásicas directamente de
los transformadores pasando por una caja de derivación, incluyendo lo referente a
pérdidas de energía en todo el nuevo sistema
En el último capítulo se estudiará la viabilidad del proyecto, mediante un análisis
financiero, tomando las inversiones que conlleva la construcción de la alternativa
tanto del kilómetro típico actual como del kilómetro propuesto a nivel de pérdidas
de cada uno de ellos, esto en inversión de dinero, sacando como conclusión si es
o no es viable la realización de dicho proyecto
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Wilson Guiovani López Fuentes 11 Wilson Raúl Ballén Chillón
1 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
GENERALIDADES DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN El sistema eléctrico está dividido en tres grandes estructuras: la generación, la
transmisión y la distribución de energía; además de la acción de la
comercialización.
La generación se basa en Colombia en centrales térmicas e hidráulicas. Éstas a
su vez se interconectan entre si por líneas de transmisión nacionales de alta
tensión que tienen la función de llevar la energía de las centrales eléctricas hasta
una subcentral o subestación ubicada estratégicamente en los centros de
consumo de energía.
Estas subcentrales tienen como función transformar alta tensión en media tensión
para así poder ser distribuida en el sector urbano como el rural en niveles de
tensión de 11.4, 13.2 y 34.5 kVA dependiendo de las necesidades de carga de
sector.
El sistema de distribución requiere de un especial cuidado en el planeamiento,
diseño, construcción y operación del mismo. Esto implica que la información con la
que se trabaja es voluminosa. Por lo tanto es viable comentar que por el gran
volumen de componentes como, conductores, equipos, protecciones y
conexiones, es donde se encuentra el mayor porcentaje de pérdidas de energía.
Los operadores de red están en la obligación de atender las demandas de servicio
de energía y deben planear y efectuar sus requerimientos de mayor capacidad
para atender la nueva demanda.
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COMPONENTES DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
Ilustración 1. Diagrama general de un sistema eléctrico de energía Los sistemas de distribución se encuentran conformados por los varios
componentes, la ilustración 1 enseña la composición general del sistema de
generación, transmisión y distribución y a continuación una descripción breve de
cada componente.
Subestaciones de transformación de alta a media tensión: tienen la función de
recibir las líneas de alta tensión proveniente de las plantas generadoras y
transformar la salida en media tensión para poder ser distribuida. El nivel de
tensión equivale entre 25-132 kV
Circuitos primarios: los que distribuyen la tensión desde la salida de la subestación
hasta los transformadores ubicados en los postes, los niveles de tensión se
Wilson Guiovani López Fuentes 1212 Wilson Raúl Ballén Chillón
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Wilson Guiovani López Fuentes 1313 Wilson Raúl Ballén Chillón
encuentran entre 11.4, 13.2 kVA urbanas y rurales, 34.5 kVA rural, generalmente
éste nivel de tensión es para tipo industrial.
Transformadores: equipos que tienen por función aumentar o disminuir el nivel de
tensión dependiendo de las necesidades de carga de los usuarios y de la red.
Circuitos secundarios: están conectados a la salida del transformador e
interconecta a todos los usuarios de cada circuito, cada red secundaria está
conectada a un centro de transformación o transformador, dependiendo de su
capacidad y de la demanda de carga es el número de usuarios que puede tener.
De está red secundaria por medio de acometidas llega el servicio a los usuarios.
En los circuitos de distribución secundarios podemos encontrar los siguientes
voltajes nominales de distribución (Tabla 1), estos son de redes urbanas y rurales
que permiten dar suministro de servicio residencial, comercial
Monofásico trifilar 240/120 Punto central a tierra
Trifásicos tetrafilar 208/120 220/127
Neutro a tierra
Tabla 1. Voltajes nominales de distribución. 1.2 PÉRDIDAS DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN Las pérdidas de energía en el sistema eléctrico Colombiano se han venido
incrementando en los últimos años hasta alcanzar niveles del orden de 22% de la
energía total disponible en las plantas generadoras .Estas pérdidas están
caracterizadas en pérdidas técnicas y pérdidas no técnicas
El comportamiento de pérdidas crecientes en las empresas podría explicarse por diversos factores, entre los que se incluirían:
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Wilson Guiovani López Fuentes 1414 Wilson Raúl Ballén Chillón
• Carencia de una gestión integrada tendiente a reducir el nivel de pérdidas.
• Deterioro de la situación económica: incremento de subnormales, robos de energía y zonas de orden público, también la disminución de recursos disponibles, en especial en las empresas estatales, para invertir en planes que permitan disminuir las pérdidas.
• Falta de apoyo de algunas entidades gubernamentales en la gestión de pérdidas que debe realizar la empresa y diferencias culturales que en algunas zonas que limitan los resultados en la reducción de las pérdidas (no pago, no cobro coactivo efectivo).
1.2.1 Pérdidas Técnicas
Las pérdidas técnicas comprenden: pérdidas de I²R en redes primarias y
secundarias y del hierro del núcleo de los transformadores.
Del total de pérdidas las 2/3 partes corresponden a pérdidas técnicas, de las
cuales una gran parte del orden del 12% de la energía disponible al nivel de
generación, corresponde a pérdidas en las redes de distribución, tales pérdidas se
producen en los conductores de los circuitos primarios, secundarios, en los
devanados y núcleo de los transformadores de distribución. (Tabla 2)
EMPRESA
Cambios en Pérdidas técnicas 2000 a 2005
CODENSA 22.06% a 12.41% EPSA 21% a 12.7% EPM 15.1% a 12.2%
COSTA 32.7% a 26% CARIBE 34.4% a 27.5%
Tabla 2. Relación de pérdidas técnicas1
1 Datos de la CREG periodo comprendido entre 2000 al 2005
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Wilson Guiovani López Fuentes 1515 Wilson Raúl Ballén Chillón
1.2.2 Cálculo de pérdidas eléctricas
Las redes de distribución son circuitos eléctricos que tienen características
eléctricas como conexión con líneas eléctricas entre nodos y cargas conectadas a
estos nodos con todo lo que ello implica.
Un circuito de distribución se compone de distintas mallas y redes las cuales
pueden ser trifásicas monofásicas o bifásicas. Existen cargas conectadas a
transformadores por medio de estas mallas. Para hacer un estudio se requiere una
descripción completa del circuito, tipo de malla y carga conectada, un método que
se aplique a sistemas trifásicos servirá para calcular las pérdidas de forma exacta.
Consideremos las redes de distribución como anillos o radios por cada línea que
compone estos anillos en su arranque como en su final podemos encontrar datos
importantes como:
I por fase
V en los barrajes
P y Q de la red
Energía activa y reactiva de la red
1.2.3 Factor de pérdidas
El factor de pérdidas se define como la relación entre el valor medio y el valor
máximo de la potencia disipada en pérdidas en un intervalo de tiempo
considerado.
Fperd = Ppmedio * t / Ppmax * t
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Los cálculos del factor de pérdidas se trabajan con ecuaciones ya que estos
cálculos se vuelven dispendiosos. La siguiente es la ecuación para trabajar el
factor de pérdidas en función del factor de carga:
Fperd = k Fc + (1 – K) Fc2 formula de Buller
Donde:
Fc = factor de carga
K = coeficiente variable dependiendo de aproximaciones estadísticas.
La ecuación empleada para el cálculo del factor de pérdida en América es:
Fperd = 0.4 Fc + 0.6 Fc2
1.2.4 Pérdidas en conductores Pérdidas de una línea de distribución La caída de una línea de distribución de longitud (L) está dada por:
∆V = IZL La potencia total empleada por la línea vale:
Sp = ∆VI* = IZLI* = I2ZL Pero I = S/ Ve por lo que
2
2
VeZLSSp =
Wilson Guiovani López Fuentes 1616 Wilson Raúl Ballén Chillón
UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
El porcentaje de pérdidas de potencia activa será:
rLVeSPp 2
2
= En Vatios.
El porcentaje de pérdidas se define como:
θϕVeCosLrSPerdidas **100% = Por fase.
Por líneas trifásicas
3LVeVe=
Al reemplazar tenemos:
θϕCosVerLIraredesperdidaspa
L
*100*33% =Φ
Está ecuación muestra la cantidad de potencia que puede ser transmitida para un
% de pérdidas dado, varia inversamente con la longitud de la línea y directamente
con las pérdidas.
LVeSI*3
=
Donde VeL= Voltaje de línea - línea S= Potencia aparente en kVA.
Reemplazando I en ecuaciones anteriores encontramos el % pérdidas totales en
redes trifásicas en función del momento eléctrico SL.
SLKpérdidas *3% 23φ=Φ
θθφ ϕCosV
rKL
223*100
=
Wilson Guiovani López Fuentes 1717 Wilson Raúl Ballén Chillón
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Para líneas monofásicas trifilares Ve = VeL / 2; al reemplazar Ve se obtiene:
θϕCosVerLIpérdidas
L2
*2001% =Φ
Pero I = S / VeL y reemplazando tenemos:
θϕCosVeSLrpérdidas
L2
)(*2001% =Φ
Tenemos entonces que: % pérdidas 1Φ= K21Φ *Sl
θθφ ϕCosV
rKL
221*200
=
K2 es llamada CONSTANTE DE PÉRDIDAS DEL CONDUCTOR.
El cálculo de pérdidas en redes de distribución se ajusta, considerando cargas en
cualquier punto de la red.
∑=
=n
jj RUdInfPérdidas
1
2*
Donde: RU = Resistencia en ohmios /Kilómetro del conductor. d = distancia entre cargas en metros. nf = Número de fases. Ij = Corriente por el tramo j del circuito. h = Número de tramos.
Wilson Guiovani López Fuentes 1818 Wilson Raúl Ballén Chillón
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Wilson Guiovani López Fuentes 1919 Wilson Raúl Ballén Chillón
1.2.5 Pérdidas en transformadores
En el diseño de transformadores es posible obtener soluciones técnicas en una
variedad de combinaciones de cantidad de materiales básicos. Lo que significa
diferentes alternativas de pesos y pérdidas, tanto para en el hierro, como en el
cobre.
Los pesos, calibres y demás materiales inciden directamente en el costo de
adquisición, pérdidas y en los gastos operativos del transformador
P0: pérdidas en vació (kW).
Son producidas en el circuito magnético, excitado a su tensión nominal.
No varían con la carga. Se las llama también pérdidas en el hierro.
PC: Pérdidas con Carga (kW).
Son producidas el los arrollamientos, cuando circula la corriente nominal. Varían
en proporción al cuadrado de la corriente de carga, Se las llama también pérdidas
en el Cobre.
Las pérdidas de potencia de un transformador están dadas por:
∆Ptrf = ∆Ph + ∆Pc
Donde: ∆Ptrf perdida de potencia en transformador
∆Ph perdida de potencia en el hierro
∆Pc perdida de potencia en el cobre
∆Ph= ∆Phn* (Vf / Vn)²
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Wilson Guiovani López Fuentes 2020 Wilson Raúl Ballén Chillón
Donde: ∆Ph pérdidas en el hierro bajo voltaje nominal
Vf voltaje de operación
Vn voltaje nominal del transformador
∆Pc = ∆Pcn * (S / Sn)² Donde: ∆Pcn pérdidas de potencia en el cobre bajo carga nominal
S potencia aparente del transformador
Sn capacidad nominal del transformador
1.2.6 Pérdidas no Técnicas Las pérdidas no físicas son las que se han denominado pérdidas negras, que
corresponde a energía no facturada por fraude, mala calibración de medidores
eléctricos, errores en los procesos de facturación, etc.
Factor preocupante en Colombia debido a que no se puede tener control absoluto
sobre el consumo de energía de los usuarios. La gran expansión de las ciudades y
el factor social agravan este aspecto de la distribución de energía.
Conexiones directas y contrabando de energía. Las conexiones directas son todas aquellas donde el usuario se conecta a las
líneas de distribución sin tener un medidor de energía conectado.
En algunas ocasiones este servicio es autorizado temporalmente mientras la
empresa prestadora del servicio autoriza la instalación del mismo, en el sector
rural es más típico ver está clase de servicio dada la lejanía de los predios, el poco
acceso de los funcionarios para hacer revisiones.
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Wilson Guiovani López Fuentes 2121 Wilson Raúl Ballén Chillón
El contrabando se presenta cuando no se le notifica a la empresa prestadora del
servicio la conexión eléctrica, está hecha de forma irregular sin especificaciones
técnicas presentando problemas de puntos o contactos calientes que generan
pérdidas en la red.
Estas conexiones de contrabando se encuentran en casetas en espacio público,
casas en el sector rural y en zonas de subdesarrollo sin planes de ordenamiento
territorial, tiene alto porcentaje en zonas de desplazamiento por diversos factores
como la violencia entre otras.
Medidores fraudulentos Estos casos aunque han disminuido debido a nuevas normas que indica que la
empresa prestadora del servicio es la única que puede hacer modificaciones en
los medidores como el uso de sellos para la seguridad del mismo, todavía se
presentan debido a que el usuario utiliza algún mecanismo para que la energía
consumida sea menor del consumo real y el medidor indique el consumo menor,
en algunas ocasiones después de verificaciones se encuentran fallas o medidores
mal calibrados.
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Wilson Guiovani López Fuentes 2222 Wilson Raúl Ballén Chillón
2 REDES ACTUALES DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA ZONA DE ESTUDIO
2.1 LEVANTAMIENTO DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN La base fundamental del proyecto es la zona donde se va a realizar el
levantamiento de las redes eléctricas, básicamente se realiza una búsqueda para
determinar un circuito típico en el área de influencia rural de CODENSA en zona
norte, sur, oriente, occidente, estas zonas están compuestas por municipios como
Ubaté, La Vega y Mesitas del Colegio.
Con base en estos municipios y de acuerdo con una recolección previa de datos la
zona donde se va a realizar el levantamiento es el municipio de Mesitas del
Colegio, esto debido a que municipio se presta para determinar el circuito típico,
ya que las redes encontradas en está zona cumplen con las expectativas de
montaje de redes eléctricas, tanto de media tensión como de baja tensión, número
de equipos o transformadores en la zona, número de clientes, el terreno de fácil
acceso, normatividad de las redes .
En primera medida el levantamiento comienza en la subestación que transforma el
nivel de tensión a media tensión, que se encuentra con una capacidad instalada
de 35 mW. Se comienza con un levantamiento punto a punto o nodo a nodo lo que
indica que por cada transformador encontrado es un circuito.
Estos circuitos se encuentran plenamente identificados gracias a que se encuentra
una placa en cada centro de transformación. (Ver ilustración 2), En terreno las
capacidades existentes de transformadores fueron 30, 45, 75, 112.5, 150 kVA los
transformadores encontrados todos tenían su placa de verificación o CD (centro
de distribución).
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Aparte de la información de la capacidad de los transformadores punto a punto se
verifica distancia entre postes, propiedades del poste o postes, clase de
estructura, calibre de conductores de media tensión, si hay o no hay protecciones
y una breve descripción de materiales que componen la estructura, cabe anotar
que lo anteriormente descrito es solamente para las redes de media tensión,
puesto que en el levantamiento de las redes de baja tensión se observan detalles
como los anteriormente descritos pero se incluyen también las acometidas por
punto o nodo, calibre de la acometida, distancia de las mismas como también su
clasificación trifásicas, bifásicas o monofásicas.
Ilustración 2 Rótulo de marcación de centros de distribución (CD)
Al hacer el levantamiento punto a punto paralelamente se realiza un plano
eléctrico como cartográfico de los componentes que componen cada circuito con
toda la información descrita anteriormente. (Ver ilustración 3)
Cada uno de estos planos o circuitos tendrán una única marcación que consiste
en el número de centro de distribución (CD), que ayudara a organizar toda la
Wilson Guiovani López Fuentes 2323 Wilson Raúl Ballén Chillón
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Wilson Guiovani López Fuentes 2424 Wilson Raúl Ballén Chillón
información por circuito. Teniendo en cuenta toda la información recolectada en el
levantamiento se hace un filtro y clasificación de la misma.
Cabe aclarar que la información recolectada es de los equipos (transformadores)
que pertenecen a los activos de la empresa CODENSA, esto refiere a que en
algunos lugares del levantamiento se encontraron equipos que pertenecen de uso
exclusivo al usuario, lo que quiere decir que el usuario tiene circuito exclusivo para
el uso del mismo, lo que indica que estos circuitos no entran en el estudio del
proyecto.
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Wilson Guiovani López Fuentes 2525 Wilson Raúl Ballén Chillón
Ilustración 3 Plano de levantamiento previo de la zona
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2.2 NÚMERO DE TRANSFORMADORES Y CANTIDAD A ANALIZAR Los transformadores por circuito levantados y clasificados en terreno hacen parte
de los activos de la empresa distribuidora de energía CODENSA y hacen un total
de 51 transformadores de diferentes capacidades 30, 45, 75, 112.5, 150 kVA.
(Ver tabla 3)
CAPACIDAD TOTAL
30 kVA 12
45 kVA 19
75 kVA 13
112.5 kVA 5
150 kVA 2
TOTAL 51
Tabla 3 Número de transformadores
Ilustración 4 Porcentaje de transformadores
Wilson Guiovani López Fuentes 2626 Wilson Raúl Ballén Chillón
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De los 51 transformadores encontrados en el levantamiento, se utiliza la mayoría
en redes de distribución, esta es la cantidad que se utiliza para sacar la muestra y
saber la cantidad de transformadores o CD a analizar. Todo lo anterior de acuerdo
con la ecuación (1) del anexo 1.
n = Z² * σ² (1) e²
Donde: n dimensión de la muestra Z nivel de confianza deseado e error muestra permitido σ desviación estándar
El nivel de confianza es de un 90% y de acuerdo con la tabla 1 del anexo 1
encontramos que Z = 1.63, el error equivale al 10% (e = 10%) y la desviación
estándar σ se puede encontrar aplicando el siguiente método y con la formula. (2)
X N X * N X^2*N 30 12 360 10800 45 19 855 38475 75 13 975 73125
112,5 5 562,5 63281,25 150 2 300 45000
TOTAL 51 3052,5 230681,25
Tabla 4 Transformadores y análisis para desviación estándar.
∑∑∑ −= 22
2
)/())(( NXNNXσ (2)2
De la ecuación de la desviación estándar
Wilson Guiovani López Fuentes 2727 Wilson Raúl Ballén Chillón
2 BERENSO M.L. Estadística para Administradores y economía
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Wilson Guiovani López Fuentes 2828 Wilson Raúl Ballén Chillón
Donde,
N cantidad de transformadores
X datos de muestra (capacidades nominales de los transformadores).
Aplicando la ecuación encontramos que la desviación estándar es:
Se encuentra un valor de ≈ 25 transformadores en total para analizar, para la
selección entre las diferentes capacidades de los transformadores se tiene en
cuenta el porcentaje encontrado. (Ver ilustración 4).
Se selecciona una muestra aleatoria teniendo en cuenta el porcentaje existente de
equipos con respecto a los 51 transformadores en total.
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Wilson Guiovani López Fuentes 2929 Wilson Raúl Ballén Chillón
2.3 RECOLECCIÓN Y ANÁLISIS DE INFORMACIÓN 2.3.1 Datos de levantamiento. Al inicio del levantamiento es de vital importancia la clasificación de toda la
información y trazar un plan de trabajo que sirva para no dejar pasar detalle en la
recolección de datos, ya que de estos depende la confiabilidad del proyecto. Los
pasos a seguir para trazar el plan de trabajo son los siguientes:
Recolección de datos: se toman en terreno en el sitio donde se encuentra el
transformador y se procede a llenar una tabla de datos (Ver tabla 5). En está tabla
se toman los datos de transformador como los del circuito de baja tensión.
Secuencia de almacenamiento de datos: se almacenan datos generales, dirección,
punto físico (PF), centro de distribución (CD), nodo de conexión del usuario,
número de usuario, tipo de acometida y el consumo promedio del usuario.
CD (centr. distr.)
PF (punto físico)
Nodo
Cliente
Tipo acom.
Long acom.
Direcc.
Cons.
prome. # de 5 dígitos
# de 7 dígitos
# de x dígitos
# de x dígitos
1, 2, 3
X (mts)
Crr, Av, Cll, Diag, vereda
kW. / mes
Placa
Ubicada
en cada
trafo
# pintados
verticalmente
en cada trafo
# referencia
ubicación
levantamiento
# de
referencia
del
usuario
Mono,
bi o
trifásica
Distancia
entre el
nodo y el
medidor
Dirección
del
predio
Consumo
del
usuario
Tabla 5 Tabla de recolección de datos en terreno. Paralelamente a la toma de datos en las tablas se trabaja en el plano, ubicando el
transformador con su respectivo CD o PF, verificando tipo de estructura,
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Wilson Guiovani López Fuentes 3030 Wilson Raúl Ballén Chillón
composición de materiales, calibre de conductores, circuito de baja tensión. (Ver
ilustración 5)
2.3.2 Ejemplo del levantamiento de un circuito A continuación se mostrará un ejemplo de un levantamiento de un circuito para un
transformador de 30 kVA con centro de distribución 17840 y punto físico 6200921.
Así como se realizó el levantamiento de este circuito para la zona de estudio, se
realiza el mismo procedimiento para cada uno de los circuitos o transformadores
encontrados en el levantamiento, igualmente se estandariza la base de los datos y
demás características antes descritas. Originalmente el plano se traza a mano
(ilustración 4), después al realizar la recopilación de datos, el plano se diseña en
Autocad con los datos encontrados (ilustración 6).
En este plano se encuentra la ubicación del transformador, capacidad, CD, PF,
calibre de las redes de BT, distancia entre nodos o postes, características del
poste donde cada poste tiene una numeración que significa el nodo, lo que sirve
para ubicar el punto de conexión de los usuarios y cuantos de ellos están
conectados a ese punto. Las convenciones utilizadas en la elaboración de estos
planos son las que se encuentran en la normativa de la empresa distribuidora de
energía CODENSA3.
3 Convenciones para planos de levantamiento y diseño de redes de distribución de media y baja tensión. Normas Codensa Tomo 1 LA Convenciones
Wilson Guiovani López Fuentes 31 Wilson Raúl Ballén Chillón
Ilustración 5 Plano de levantamiento de transformador de 30 kVA con CD:17840 y PF:6200921
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Wilson Guiovani López Fuentes 32 Wilson Raúl Ballén Chillón
Para el circuito con centro de distribución 17840 y punto físico 6200921 los datos
generales del levantamiento se muestran el la TABLA 6.
Tabla 10 Resumen general de pérdidas en el sistema de distribución actual 5 CREG (2002) metodología para definir el índice de pérdidas reconocidas en la actividad de distribución
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Wilson Guiovani López Fuentes 41 Wilson Raúl Ballén Chillón
Con relación al resumen general de pérdidas en el sistema de distribución (ver
tabla 10) se encuentra que:
Potencia activa = 887.29 kW
Pérdidas de potencia = 152.39 kW
Porcentaje de pérdidas ≈ 17%
Energía total = E = P (kW)*fdem*t
= 887.29 * 0.6 * 8760
= 4663.59 mWh-año
∆E = ∆P * f perd * t
∆E = 152.39 * 0.3 * 8760 = 400.48 mWh-año
∆E = 8.58 %
En el caso de los transformadores
Pérdidas de potencia de los transformadores = 21.47 kW
Tabla 14 Usuarios clasificados km típico por consumo
En el estudio de los circuitos encontrados en terreno los usuarios están definidos y
ubicados por su punto de conexión a la red o nodo. El promedio de usuarios por
circuito es de 42 usuarios, la ubicación por nodo de estos usuarios es variable
debido a que los predios en el Municipio no están definidos y ubicados en forma
ordenada, los consumos de los usuarios son tomados de los datos del medidor de
energía instalado en el predio de cada usuario.
En la toma de datos en terreno, uno de los factores que demuestra el
comportamiento y la clasificación de los usuarios es el tipo de acometida que
utilizan, sea monofásica o trifásica, dando como conclusión que la gran mayoría
de los usuarios son de tipo monofásico con un 93%. El nivel de utilización es
básicamente residencial por está razón el tipo trifásico no es muy utilizado
dejándolo básicamente para usos comerciales con un 7%.
Al tener los parámetros principales del kilómetro típico actual ya definidos y
logrando así visualizar una idea general del comportamiento de los circuitos en el
municipio se procede a realizar el montaje de este kilómetro típico en el programa
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Wilson Guiovani López Fuentes 49 Wilson Raúl Ballén Chillón
Etap para así encontrar las características en cuanto a pérdidas en baja tensión y
en los transformadores.
Los datos se le suministran de acuerdo con el análisis del kilómetro típico actual
en cuanto a distancia entre postes, calibre de acometidas y de conductores,
distancia de las acometidas, capacidad del transformador, tipo de cuenta trifásica
o monofásica. (Ver ilustración 9)
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Ilustración 9 Diseño en Etap del kilómetro típico actual
Wilson Guiovani López Fuentes 50 Wilson Raúl Ballén Chillón
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Al tener este diseño del sistema actual se procede a correr un flujo de carga para
poder realizar el estudio de pérdidas en este circuito típico. (Ver ilustración 10)
Ilustración 10 Flujo de carga del kilómetro típico de las redes actuales
Wilson Guiovani López Fuentes 51 Wilson Raúl Ballén Chillón
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Wilson Guiovani López Fuentes 52 Wilson Raúl Ballén Chillón
De acuerdo al diseño previo de las redes del kilómetro típico, las pérdidas en las
redes de BT como en las acometidas se encuentra con el flujo de carga, dando
como resultado un análisis del comportamiento del circuito (Ver tabla 15)
CD PF Perd. BT(kW)
Perd. Acom. (kW)
Per total cto BT(kW)
Km. típico
Km. típico 8.4 11.3 19.7
Tabla 15 Análisis de pérdidas BT y acometidas kilómetro típico.
También se realiza el mismo proceso que se utilizo para hallar las pérdidas en los
transformadores anteriormente descritos. (Ver tabla 16)
CD PF Transformador (kVA)
dPH. (kW)
dPC. (kW)
dPtr. (kW)
Km. típico Km. típico 45 0,23 0,8 1,03
Tabla 16 Análisis de pérdidas en el transformador kilómetro típico.
El resumen general de pérdidas del circuito típico se puede observar en la
siguiente tabla:(Ver tabla17)
CD
PF
Transformador (kVA)
dPtr. (kW)
pérdidas BT (kW)
pérdidas totales (kW)
Km. típico
Km. típico 45 1,03 19.7 20.73
Tabla 17 Resumen general pérdidas del circuito kilómetro típico
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Wilson Guiovani López Fuentes 53 Wilson Raúl Ballén Chillón
La base de datos del flujo de carga del circuito del kilómetro típico de donde se
recopilaron todos los datos pasa así tener el análisis del resumen general se
encuentra en el Anexo 4,
Todo lo anteriormente descrito en este capítulo es la base del futuro diseño del
nuevo sistema de distribución. Ya que lo analizado da unos parámetros de
comparación en cuanto al comportamiento del sistema antiguo contra el diseño del
nuevo sistema.
El nuevo diseño se basa en el kilómetro típico de las redes actuales. En éste
diseño se eliminarán o retirarán todas las redes de BT que desde un principio
estaban conectadas a un único transformador que alimentaba todo el circuito. Se
repotenciarán las redes existentes de MT para cumplir con las nuevas
necesidades del sistema y se instalarán nuevas redes de MT, como también
transformadores de baja capacidad para cumplir la carga demandada por los
usuarios.
El consumo promedio de los usuarios será el mismo y las variaciones de este
nuevo diseño se basaran en calibres de conductores de MT, normalización de
calibres de acometidas, reubicación de cargas y reubicación o retiro de postes
como variación de las distancias de los mismos.
Con base a que no existen redes de BT, la alimentación de los predios de los
usuarios se hará directamente desde cada nuevo transformador y directamente
conectadas a una caja de derivación de acometidas, las estructuras anteriormente
mencionadas serán retiradas y se diseñaran nuevas estructuras para red de MT
de acuerdo con la normativa de la empresa distribuidora de energía.
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Wilson Guiovani López Fuentes 54 Wilson Raúl Ballén Chillón
4. DISEÑO DE REDES DEL NUEVO SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN URBANA DE LA ZONA DE ESTUDIO
4.1 GENERALIDADES Con el transcurso de los años la generación de modernas y mejores tecnologías
en la fabricación de materiales como también en la evolución de los
transformadores mejorando sus características internas a obligado a la constante
modificación de redes obsoletas para que estén en óptimas condiciones eléctricas,
acorde con las normativas de seguridad y con buen rendimiento.
El diseño y construcción de estas redes de distribución nuevas están construidas
de acuerdo con la necesidad de carga de los usuarios residenciales y también
comerciales ya que según los datos del levantamiento no se tiene registro de gran
actividad industrial en la zona, esto favorece el diseño en simplicidad y costos
debido a que los niveles de tensión manejados en gran mayoría son residenciales
monofásicos. Algunos puntos comerciales tienen circuitos trifásicos, por lo que
hay que tener en cuenta en que puntos están ubicados para así poder
suministrarle la carga necesaria, ya que los electrodomésticos tradicionales
funcionan a 120V y también se necesitan 220V para algunos equipos o
electrodomésticos especiales que poseen algunos usuarios.
Con este diseño se determinarán los costos que genera la construcción de un
nuevo sistema de distribución en cuanto a estructuras, equipos o transformadores
(1Φ, 3Φ), materiales y en la reducción de pérdidas de energía y potencia, todo
esto resumido en el análisis financiero del proyecto, ya que para la construcción
de las redes del diseño propuesto se parte de la base donde prácticamente nada
de las redes existentes va a poder ser utilizado en el montaje del nuevo diseño.
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Wilson Guiovani López Fuentes 55 Wilson Raúl Ballén Chillón
Esto debido a que las redes de baja tensión que están actualmente en uso utilizan
postería de 10m y para el montaje de redes de media tensión por normativas,
diseño y seguridad de los usuarios, las empresas distribuidoras utilizan postes de
12m, además de esto en las estructuras de media tensión se tienen que tener muy
en cuenta los vanos, los conductores, como las distancias de seguridad porque el
nivel de tensión manejado es 13.2 kV.
4.2 DISEÑO DEL SISTEMA PROPUESTO.
Para realizar una idea global de cómo diseñar este nuevo sistema, se fue
analizando desde el comienzo de los levantamientos en terreno y cabe anotar que
de este diseño propuesto se aplicara al resto de los circuitos del municipio o zona
de estudio, ya que en está zona todas las redes de distribución se encuentran de
forma aérea, logrando así la unificación de todos los circuitos.
De acuerdo con un kilómetro típico de redes actuales ya analizado, con su debido
análisis de transformador, distancias entre postes y otros puntos de importancia,
se realiza la tarea de ubicar los transformadores a una distancia promedio de 55m
esto debido a configuración de red, cálculos previos de otros estudios con
respecto al esfuerzo de los postes (capacidad máxima de fractura), distancia del
vano eléctrico calibre y peso del conductor a instalar, esto para mantener un buen
nivel de regulación y para poder lograr un buen nivel de iluminación en las vías
públicas.
Por normas de la empresa distribuidora de energía las acometidas de los usuarios
no pueden estar a más de 20m, esto debido a la regulación que tienen que
cumplirse para la carga de los usuarios.
Con la ubicación de todos los transformadores ya definidos y el número de
usuarios que se encuentran ubicados en el nodo más próximo, se procede a
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Wilson Guiovani López Fuentes 56 Wilson Raúl Ballén Chillón
realizar el cálculo de capacidad del transformador para un número de usuarios
(Promedio de usuarios por transformador 5). Como el proyecto está basado en la
zona o sector urbano el cálculo de las capacidades de los transformadores a
instalar en el diseño tienen como base el número de usuarios a los que se les va a
suministrar energía de dicho transformador.
Se multiplica este dato por la carga máxima del sector residencial, este dato de
carga máxima está clasificado por estrato residencial y número de usuarios. (Tabla
18)
ESTRATO
# USUARIOS
1 y 2
3
4
1 1,88 3,16 3,9
2 1,83 2,92 3,54
3 1,78 2,72 3,26
4 1,74 2,56 3,04
5 1,7 2,43 2,86
6 1,66 2,33 2,71
7 1,63 2,23 2,59
8 1,6 2,16 2,49
9 1,57 2,09 2,4
10 1,55 2,03 2,32
15 1,45 1,81 2,04
20 1,38 1,68 1,87
25 1,33 1,59 1,76
30 1,29 1,52 1,68
Tabla 18 Carga máxima diversificada residencial E.E.B6
6 Comité de distribución E.E.B. diseño de redes de distribución
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Wilson Guiovani López Fuentes 57 Wilson Raúl Ballén Chillón
La relación de potencia entre la demandada y la nominal debe estar entre 0.85 y
1.5 para niveles óptimos.
Si se encuentra fuera del rango tiene que ser revisado el número de usuarios, ya
que por fuera de este rango significa que la capacidad de los transformadores no
es la óptima para el suplir el servicio de los usuarios conectados a este CD.
La relación de los todos los transformadores ubicados para cada circuito se
encuentran entre está relación, ya que hay que tener en cuenta la futura demanda
de los posibles usuarios del sector.
A continuación se desarrollara un breve ejemplo de cómo calcular la capacidad de
un transformador en el estrato 2, con 9 usuarios conectados al nodo:
Carga = # usuarios* carga máx diversificada (kVA)
Carga = 9 * 1.57 kVA = 14.1 kVA
Relación de potencia = carga / capacidad
Relación de potencia = 14.1 kVA / 15 kVA = 0.94
La relación de potencia es 0.94 la cual conviene para instalar un transformador de
15 kVA que alimentara a los usuarios que solicitan el servicio de energía.
4.2.1 Características de los transformadores a ser ubicados en el diseño En el diseño propuesto de las redes de distribución se utilizaran transformadores
de las siguientes capacidades: 15 kVA (3Φ), 10 kVA (1Φ), 5 kVA (1Φ). El montaje
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Wilson Guiovani López Fuentes 58 Wilson Raúl Ballén Chillón
de estos transformadores se realiza de forma convencional y de acuerdo con las
normas de la empresa CODENSA.
Las únicas variaciones posibles dependen del mismo diseño es decir, que si la red
de MT se construye en bandera, centro o final de circuito para ambos casos
depende de la ubicación de la misma red, igualmente con el uso de las
protecciones del transformador en el caso de ser 3Φ o 1Φ.
Los niveles de tensión que se manejan en el diseño son:
Transformador 3Φ 15 kVA 13.2 kV - 208/120 V
Transformador 1Φ 10 kVA 13.2 kV - 120/240 V
Transformador 1Φ 5 kVA 13.2 kV - 120/240 V
Estos transformadores estarán ubicados de acuerdo a un análisis de usuarios
conectados por nodo y de acuerdo a la carga máxima diversificada. (Ver tabla 19)
Tabla 26 Análisis de pérdidas en baja tensión propuestas 4.3.3 Resumen general de pérdidas del sistema propuesto. Al haber realizado el análisis de las pérdidas en los transformadores, igualmente el
de baja tensión procedemos a recopilar estos datos en un resumen general de
pérdidas, donde encontraremos tanto el resumen general de las pérdidas en las
redes propuestas como también un breve comparativo entre los dos sistemas, el
actual y el propuesto para así poder dar una idea global de los resultados en
cuanto al factor de las pérdidas del proyecto y sus beneficios.
Para las pérdidas de transformadores aplicamos básicamente los procedimientos
de puntos anteriores en el manejo del tema (Ver tabla 27), de igual manera el
manejo de las redes de baja tensión es el mismo que el realizado en el análisis del
kilómetro típico actual. (Ver tabla 28)
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Wilson Guiovani López Fuentes 72 Wilson Raúl Ballén Chillón
CALC. CD Trafo (kVA) Conexión
Carga
(kVA)
dPH.
(kW)
dPC.
(kW)
dPtr.
(kW)
Σ global todos trafos
Todos los
Trafos
los ubicados para cada
CD
Varias depende de CTO
55,6
0,46
1,1
1,56
Tabla 27 Resumen general de pérdidas en transformadores en el sistema Propuesto
Pérdidas Acometidas(kW
) cálculo CD Pérdidas
BT(kW) Pérdidas
totales CTO BT(kW.)
Σ Total pérdidas
Tolos los Trafos 0.6 7.8
8.4
Tabla 28 Resumen general de pérdidas en redes de BT en el sistema propuesto
Todos los datos relacionados en estas tablas son recopilados del flujo de carga
realizado para el nuevo diseño, estos datos se encontraran ubicados en el anexo
5.
De acuerdo con la relación de pérdidas en los dos sistemas, el actual y el
propuesto, se logra observar la reducción en las pérdidas de las redes de baja
tensión en un gran porcentaje, esto debido al retiro de las redes de baja tensión y
la optimización de las acometidas de los usuarios.
En el sistema propuesto se observa un nivel de pérdidas en baja tensión
específicamente en las redes, esto debido a que en algunos nodos fue necesaria
la utilización de máximo dos vanos de acometida y también las pérdidas
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Wilson Guiovani López Fuentes 73 Wilson Raúl Ballén Chillón
generadas entre la conexión de los bujes del transformador y las cajas de
derivación de acometidas
También es de notar que las pérdidas en el transformador del sistema propuesto
aumentan, esto es debido a que el resultado mostrado en la tabla es el total de los
10 transformadores ubicados en el nuevo diseño y se tiene una relación de 1 a 10
y si observamos más detenidamente este aspecto, las pérdidas son ínfimas.
Se observa de acuerdo a este análisis que con el nuevo sistema eliminando las
redes de baja tensión e instalando trasformadores de baja capacidad se reducen
un 26 % las pérdidas generales del sistema.
A continuación se relaciona una comparación general de los dos sistemas el
kilómetro típico actual y el kilómetro típico propuesto con todos los datos
encontrados en el análisis del proyecto en cuanto a pérdidas de energía, pérdidas
en BT y pérdidas en transformadores,
INVERSIÓN TOTAL DE LA SUSTITUCIÓN DE REDES ELÉCTRICAS DE BAJA
TENSIÓN POR MEDIA TENSIÓN
VALOR INVERSIÓN TOTAL DE MATERIALES Y MANO DE OBRA KM TÍPICO ACTUAL $27.231.593
VALOR INVERSIÓN TOTAL DE MATERIALES Y MANO DE OBRA KM TÍPICO PROPUESTO $44.137.038
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Wilson Guiovani López Fuentes 74 Wilson Raúl Ballén Chillón
ANÁLISIS DE PÉRDIDAS ENTRE LOS DOS SISTEMAS: ACTUAL Y PROPUESTO
PÉRDIDAS EN BT PÉRDIDAS TRAFOS P. MT TOTAL
CD ΣPer BT
(Kw.)
ΣPer Acom (Kw.)
ΣPer total cto
BT(kW)
ΣdPH
(Kw.) Fe
ΣdPC.
(Kw.) Cu
ΣdPtr (Kw.)
ΣPer MT
(Kw.)
ΣPerTot (Kw.)
Km. Típico actual
8.4 11.3 19.7 0,23 0,8 1,03 0.11 20.84
Km. Típico propu
0.6 7.8 8.4 0,46 1,1 1.56 0.2 10.16
PÉRDIDAS DE ENERGÍA Σ Per Totales [kW.]
PÉRDIDAS Energía (kWh-mes)
PÉRDIDAS DE ENERGÍA SISTEMA ACTUAL 20,84 625,2
PÉRDIDAS DE ENERGÍA SISTEMA PROPUESTO 10,16 304,8
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Wilson Guiovani López Fuentes 75 Wilson Raúl Ballén Chillón
5 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA VIABILIDAD DEL PROYECTO 5.1 VALOR PRESENTE NETO Este método es muy utilizado para la evaluación de proyectos por dos razones, la
primera porque es de muy fácil aplicación y la segunda porque todos los ingresos
y egresos futuros se transforman a dinero de hoy y así puede visualizar, si los
ingresos son mayores que los egresos.
Entonces, el criterio de decisión es el siguiente:
Si VPN > 0 el proyecto se acepta
Si VPN < 0 el proyecto se rechaza
Cuando el VPN es menor que cero implica que hay una pérdida a una cierta tasa
de interés o por el contrario si el VPN es mayor que cero se presenta una
ganancia. Cuando el VPN es igual a cero se dice que el proyecto es indiferente.
Este método tiene ventajas que son: considera el valor del dinero en el tiempo,
considera todos los flujos de efectivo y considera la contribución esperada en
términos absolutos, las desventajas encontradas son dificultad de cálculo y
requiere de una tasa de interés para realizar el cálculo.
Una condición vital para poder comparar las alternativas es que siempre se tome
igual número de años en la comparación, pero si el tiempo de cada uno es
diferente, se debe tomar como base el mínimo común múltiplo de los años de
cada alternativa
Por lo general el VPN disminuye a medida que aumenta la tasa de interés. (Ver
ilustración 14)
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Ilustración 14 Esquema del valor presente neto
Al evaluar proyectos con la metodología del VPN se recomienda que se calcule
con una tasa de interés superior a la Tasa de Interés de Oportunidad, lo anterior
para poder tener un rango de confianza para soportar inconvenientes como
liquidez, efectos inflacionarios o desviaciones que no se tengan previstas.
5.2 RELACIÓN BENEFICIO COSTO La relación Beneficio/costo está representada por la relación
B/C =VPN Ingresos
VPN Egresos
En donde los Ingresos y los Egresos deben ser calculados utilizando el VPN de
acuerdo al flujo de caja; pero, en su defecto, una tasa un poco más baja, que se
denomina tasa social, está tasa es la que utilizan los gobiernos para evaluar
proyectos.
Wilson Guiovani López Fuentes 76 Wilson Raúl Ballén Chillón
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Wilson Guiovani López Fuentes 77 Wilson Raúl Ballén Chillón
El análisis de la relación B/C, toma valores mayores, menores o iguales a 1, lo que
implica que: B/C > 1 implica que los ingresos son mayores que los egresos,
entonces el proyecto es aconsejable y si B/C = 1 implica que los ingresos son
iguales que los egresos, entonces el proyecto es indiferente.
B/C < 1 implica que los ingresos son menores que los egresos, entonces el
proyecto no es aconsejable.
Al aplicar la relación Beneficio/Costo, es importante determinar las cantidades que
constituyen los ingresos llamados beneficios y qué cantidades constituyen los
egresos llamados Costos.
5.3 RESUMEN FINANCIERO DEL PROYECTO
Para el resumen financiero del proyecto y encontrar si viabilidad, se recopilan los
resultados de los levantamientos en terreno, se tendrán en cuenta las pérdidas de
potencia y energía de los dos kilómetros típicos el actual y el propuesto, además
de esto se tendrán los costos de materiales y mano de obra para el montaje de las
redes de distribución, el valor de potencia ($/kW.-mes) y energía ($/kW.-mes) son
dados por la CREG para el año 2006 y se realiza para un periodo de 10 años.
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ANÁLISIS VALOR PRESENTE NETO Y RELACIÓN BENEFICIO COSTO PARA
EL PROYECTO DE SUSTITUCIÓN DE REDES ELÉCTRICAS
Valor presente neto:
En donde:
VPN Valor presente neto.
Fj Flujo de caja en el período j
n Número de períodos
i Tasa de rentabilidad
En donde el flujo de caja se define como:
Sj Ahorros en el costo de la energía en el año j
Rj Ingresos por venta de excedentes de energía en el año j
Ij Costo de la inversión en el año j
Mj Costos de operación y mantenimiento en el año j
J Año inicial
Relación beneficio costo:
Wilson Guiovani López Fuentes 78 Wilson Raúl Ballén Chillón
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En donde:
VPNB Valor presente neto de los beneficios.
VPNC Valor presente neto de los costos.
El valor presente neto de los beneficios se calcula con la siguiente ecuación:
Donde
VPNB Valor presente neto de los beneficios
El valor presente neto de los costos se evalúa como sigue
En donde:
VPNC Valor presente neto de los costos.
**(Ver anexo 6: tablas de Excel con la situación sin parámetros, la situación con
parámetros y la evaluación del proyecto)
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Datos generales:
DESCRIPCIÓN CTD UND
tiempo de evaluación del proyecto 25 años
año de referencia 2007
tasa de descuento8 15 %
crecimiento de la carga 3 %
factor de pérdidas 0,3
costo de operación y mantenimiento en % de la
inversión
5,0 %
precios de energía ($/kWh.) nivel de baja tensión 233.80 ($/kWh.)
PORCENTAJE DE PÉRDIDAS %
SISTEMA ACTUAL 10,86 SISTEMA PROPUESTO 5,61
Precios de energía ($/kWh.) nivel de Baja Tensión 233,80 ($/kWh.)
COSTO UNITARIO DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO - CU- ($/kWh), Resolución CREG - 031 de 1997 Gen
Tran
Per
G+T / (1- Pr) Dist Otros
Costos Com CU Nivel 1 y Nivel 2 aéreo 76,
8 17,3
0,15 110,52 92,
3 4,51 26,50
233,8
8 13 de noviembre de 2003 CREG Resolución 104
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RESULTADO ANÁLISIS FINANCIERO El estudio de este proyecto tiene un periodo de 25 años, comprende desde el año
2007 al año 2032 y con crecimiento de carga del 3%.
El VPN promedio para el proyecto es de ≈ $58´368.828
Para el proyecto la muestra en el kilómetro típico actual fue un transformador de
45 kVA donde se evalúa que:
$58´368.828 millones = 1.297.085 $/kVA 45 kVA Lo anterior refiere que por cada kVA instalado el ahorro sería $ 1.297.085 durante
los 25 años del estudio, la relación sería que por un transformador de 75 kVA que
se encuentre instalado y remplazado por el nuevo diseño la empresa prestadora
del servicio de distribución ahorraría:
75 kVA *1.297.085 $/kVA = $ 97.281.830 en el tiempo del estudio (25 años).
En el sistema actual de las redes de distribución las pérdidas de energía son
243.82 kWh año de un total de energía consumida por la muestra 2.244.826 kWh
año, lo que nos genera un nivel de pérdidas del 10.86 %.
Con el nuevo sistema de distribución las pérdidas de energía son 125.87kWh año
De un total de energía consumida por la muestra de 2.244.826 kWh año, lo que
nos genera un nivel de pérdidas de 5.61%.
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Con este estudio se tendría una relación de costo beneficio del proyecto propuesto
de 1.1 a 25 años, obteniendo la recuperación de la inversión en 2 años teniendo
en cuenta que en la TIR es del 58.42 % y la TIO es del 15% esto concluye que el
proyecto es rentable después de la generación de impuestos
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CONCLUSIONES
A través del estudio del este proyecto se demuestra la viabilidad del mismo, ya
que con la sustitución de redes de baja tensión por redes de media tensión y
con la instalación de trasformadores de bajas capacidades ya sean 1Φ o 3Φ
hay una disminución de 10.56 % al 5.61 % de pérdidas.
El nuevo sistema le da confiabilidad al servicio, ya que al presentarse una falla
o mantenimiento en cualquier punto de la red se puede aislar la zona de
trabajo sin afectar a un gran número de usuarios como se hace actualmente.
La contaminación visual se reduce ya que se eliminan las redes de baja
tensión que producen ese efecto persiana, además de esto da mayor
seguridad a los usuarios ya que no habría posibilidad de contacto de los
usuarios con la red
El nivel de pérdidas negras se reduce un gran porcentaje ya que no habría la
posibilidad de conexiones fraudulentas o contrabandos ya que sería muy difícil
que usuarios no autorizados tengan acceso al servicio.
El diseño fue realizado con 3 líneas de media tensión para sistemas trifásicos
aun en zonas donde los usuarios tienen servicio monofásico, esto para poder
ampliar la red cambiando solo el transformador y las protecciones a futuro
cuando la conexión de los usuarios así lo necesite.
La regulación de los usuarios sería más confiable, ya que en el sistema actual
los usuarios que están al final de los circuitos presentan muchas deficiencias
en el servicio debido a la baja regulación por encontrase en la cola del circuito.
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Aunque el costos de inversión es alto para el primer año, la inversión se
recupera en los dos primeros años, esto debido a disminución de pérdidas en
el nuevo sistema.
Un aspecto importante es mantener con buena disposición las cargas
equilibradas del sistema de distribución, ya que de no realizarse correctamente
se presentarían inconvenientes de caídas de tensión, disparo de protecciones
y esto elevaría los costos de operación y mantenimiento de los circuitos.
Todos los diseños se elaboraron con precios de mano de obra y materiales de
acuerdo a la fecha de enero de 2006, esto es importante debido a que los
materiales varían de precios según su disposición en el mercado y su escasez,
la mano de obra tiene un manejo de actividades de costo anual constante.
Los costos de mantenimiento del sistema propuesto son mucho menores que
el actual, ya que el mantenimiento o reemplazo de un transformador de alta
capacidad, puede ser casi el doble que uno de baja capacidad, de igual
manera el sistema de media tensión es mucho más confiable que el sistema de
baja tensión en cuanto a fallas.
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RECOMENDACIONES
Debe tenerse muy en cuenta la ubicación de cada transformador, el número de
usuarios, carga y balanceo de cargas, de igual manera en las fases, ya que
pueden presentarse estos problemas en el circuito de media tensión, como
también hay que tenerlo presente en la salida de baja tensión del transformador
específicamente en la caja de derivación de acometidas.
Para la implementación de este nuevo sistema es necesario verificar en terreno y
zonificar a los clientes que tengan servicio trifásico, para un mayor control y para
tener en cuenta la ubicación de estos transformadores en donde sea necesario.
Realizar trabajos de concientización en la población ya que la calidad de servicio
depende exclusivamente del uso que le de cada usuario, ya que si un usuario
consume mas carga de la cual contrata va a generar problemas de suministro a
los demás usuarios.
Dar instrucciones de los peligros a los que están expuestos los usuarios con las
redes de media tensión, en cuanto a construcciones de edificaciones, distancias
mínimas permitidas y toda clase de reglas y normas para garantizar la seguridad
de los usuarios
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BIBLIOGRAFÍA
BACA CURREA, Guillermo. Ingeniería Económica. Santafé de Bogota, Colombia:
Editorial educativa, 1994.
ENRÍQUEZ, Gilberto. Líneas de Transmisión y Redes de Distribución de Potencia.
México: Limusa, 1992.
CODENSA S.A. E.P.S. Criterios y Normas para el Diseño de Redes de
Distribución. Santafé de Bogota, Colombia: 2006.
BARENSO, ML. Estadística para Administradores y Economía. México, 1994.
Comisión Reguladora De Energía y Gas - CREG Resolución 112 y 113 de 28 de
Tabla 26.Valor de conductor por metro a utilizar en el montaje MT/BT
DESCRIPCION MANO DE OBRA COSTO ($) CTD VALOR
TOTAL($) Instalación de conductor aéreo trenzado de B.T. cualquier calibre
(3 fases + neutro) por metro lineal de red. 1.237 300 371.100
Instalación de conductor aéreo de Media Tensión monopolar, hasta calibre No. 2/0 AWG. Por fase. 415 1500 622.500
VALOR TOTAL DE MANO DE OBRA 993.600
Tabla 27.Valor de instalación del conductor a utilizar en el montaje MT/BT
ANEXO 4
DATOS DE ANÁLISIS FLUJO DE CARGA SISTEMA KILÓMETRO TÍPICO ACTUAL DE
DISTRIBUCIÓN
SYSTEM ANALYSIS Project: Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Contract: SN: KLGCONSULT Engineer: Study Case: LF File: KilometroTipicoAct
Electrical Transient Analyzer Program -------------------------------------
LOAD FLOW ANALYSIS Normal Loading
Swing Gen. Load Total ----- ----- ----- ----- Number of Buses: 1 0 22 23 XFRM2 React. Line/Cable Imp. Tie PD XFRM3 Total ----- ----- ---------- ----- ------- ----- ----- Number of Branches: 1 0 21 0 0 0 22 Maximum Number of Iterations: 99 Precision of the Solution: .00010 MW and Mvar Method of Solution: Newton-Raphson System Frequency: 60.0 Hz Unit System: English Data Filename: KilometroTipicoActual Output Filename: D:\ETAP 400\PowerStation\KilometroTipicoActual\Untitled.lfr
Electrical Transient Analyzer Program -------------------------------------
LOAD FLOW ANALYSIS Swing Gen. Load Total ----- ----- ----- ----- Number of Buses: 1 0 28 29 XFRM2 React. Line/Cable Imp. Tie PD XFRM3 Total ----- ----- ---------- ----- ------- ----- ----- Number of Branches: 8 0 20 0 0 0 28 Maximum Number of Iterations: 99 Precision of the Solution: .00010 MW and Mvar Method of Solution: Newton-Raphson System Frequency: 60.0 Hz Unit System: English Data Filename: KILOMEPROPUGUERRERO Output Filename: D:\ETAP 400\PowerStation\KILOMEPROPUGUERRERO\Untitled.lfr