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Facultad de Ingeniería Eléctrica
Departamento de Electroenergética
TRABAJO DE DIPLOMA
TÍTULO
“RECONFIGURACIÓN DE REDES DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA EN EL
MUNICIPIO DE PLACETAS”
Autor: Antonio Valdés Diaz
Tutor: Dra. Marta Bravo De Las Casas
Cotutor: Julio Sánchez Cardero
VILLA CLARA
2011
“Año 53 de la Revolución”
Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas
Facultad de Ingeniería Eléctrica
Departamento de Electroenergética
TRABAJO DE DIPLOMA
“RECONFIGURACIÓN DE REDES DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIAS EN EL
MUNICIPIO DE PLACETAS”
Autor: Antonio Valdés Diaz
Email: [email protected]
Tutor: Dra. Marta Bravo De Las Casas
Email: [email protected]
Dpto. de Electroenergética
Facultad de Ingeniería Eléctrica, UCLV
Cotutor: Ing. Julio Sánchez Cardero
Email: [email protected]
VILLA CLARA
2011
“Año 53 de la Revolución”
Hago constar que el presente trabajo de diploma fue realizado en la Universidad Central
“Marta Abreu” de Las Villas como parte de la culminación de estudios de la especialidad
de Ingeniería en Eléctrica, autorizando a que el mismo sea utilizado por la Institución,
para los fines que estime conveniente, tanto de forma parcial como total y que además no
podrá ser presentado en eventos, ni publicados sin autorización de la Universidad.
____________________Firma del Autor
Los abajo firmantes certificamos que el presente trabajo ha sido realizado según acuerdo
de la dirección de nuestro centro y el mismo cumple con los requisitos que debe tener un
trabajo de esta envergadura referido a la temática señalada.
_______________________ ______________________________
Firma del Tutor Firma del Jefe de Departamento donde se defiende el trabajo
___________________________Firma del Responsable de
Información Científico-Técnica
Pensamiento
I
“Las dificultades no son barreras, sino trampolines para saltar más alto y más lejos”
Dedicatoria
III
A mi familia: Cira, Marte, Lady, Lexy, Aldo, Víctor y Liliana por toda la ayuda constante.
A mis amigos y amigas: por compartir tanto los problemas como las alegrías
A mis compañeros: por haber compartido estos cinco años de estudio.
Agradecimientos
V
A los profesores por haberme formado.
A mis padres, hermanos, cuñados y familia en general por todo el amor, el cariño,
educación y el apoyo en todo momento.
A la Dra. Marta Bravo de Las Casas e Ing. Julio González Cardero por la orientación.
A los trabajadores de la OBE municipal de Placetas por todos los datos proporcionados.
A mis amigos por la ayuda brindada
Tarea Técnica
VII
TAREA TÉCNICA
Revisión bibliográfica.
Analizar y valorar la red de distribución primaria de la ciudad de Placetas, calibre
de conductores y transformadores de distribución primaria.
Reconfiguración de los circuitos de la ciudad para la puesta en marcha una
nueva subestación 110/13.8 kV en Placetas teniendo en cuenta las
características de las cargas con la ayuda de las lecturas realizadas con los Nu-
Lec.
Análisis de la reconfiguración de los circuitos ante averías. Análisis de los
resultados de las variantes estudiadas. Análisis en régimen de averías.
Redacción del informe.
________________________ __________________________
Firma del Autor Firma del Tutor
Resumen
IX
RESUMEN
La siguiente investigación se desarrolla debido a los requerimientos de nuestro país y en
particular del municipio de Placetas de mejorar la calidad del servicio eléctrico, sobre la
base de la disminución de las pérdidas relacionadas con la distribución de energía y la
mejora de la fiabilidad de la distribución primaria, en el contexto actual de las
transformaciones que lleva a cabo la Unión Nacional Eléctrica.
Dentro de estas transformaciones se encuentra el cambio del nivel de voltaje de 4.16 kV
hacia 13.8 kV y la reconfiguración de los circuitos ya existentes con ese nivel de voltaje
con el objetivo de construir una nueva subestación de 110/13.8 kV y de garantizar la
fiabilidad del servicio en condiciones de averías o de reparaciones.
Para ello se realizó un análisis profundo de la situación actual a través de la actualización
de los circuitos de distribución primaria en la ciudad, obteniéndose datos que fueron
utilizados a través de los softwares Radial y Diseño. El análisis de los resultados
obtenidos mediante dichos softwares permitió arribar al esquema definitivo de la red de
distribución en cuestión, asegurando la operación de la misma con un mínimo de
pérdidas de potencia y energía.
Índice
INDICE XI
INDICE
PENSAMIENTO…………………………………………………………….……………….……I
DEDICATORIA……………………………………………………………….….………………III
AGRADECIMIENTOS……………….…………………………………….…….……………....V
TAREA TECNICA…………………….…………………………………………………………VII
RESUMEN…………………………………………………………………………….…………IX
INTRODUCCION…………………………………………..………………………………….XIV
CAPITULO I. REVISION BIBLIOGRAFICA………………..…………………………………...2
1.1. Sistema eléctrico de potencia…………………………………………………………2
1.1.1. Principales fuentes de generación eléctricas………………………………..2
1.1.2. La frecuencia en los sistemas eléctricos……………………………………..2
1.1.3. Importancia del voltaje de distribución………………………………………..3
1.2. Transmisión eléctrica…………………………………………………………………...3
1.3. Distribución eléctrica……………………………………………………………………4
1.3.1. Sistemas de distribución industrial…………………………………………….5
1.3.2. Sistemas de distribución comerciales…………………………………………5
1.3.3. Sistemas de distribución urbana……………………………………………….5
1.3.4. Sistemas de distribución rural…………………………………………………..6
1.3.5. Circuitos radiales…………………………………………………………………7
1.3.6. Circuitos en lazo………………………………………………………………….8
1.3.7. Circuitos en mallas……………………………………………………………….9
1.3.8. Redes de distribución aéreas………………………………………………….10
1.3.9. Redes de distribución subterráneas……………………………………….…12
1.4. Subestaciones de distribución………………………………………………………...13
1.4.1. Ubicación de una subestación de distribución……………………………....14
1.4.2. Balance de las cargas en los circuitos de distribución………....................15
1.4.3. Pérdidas en alimentadores primarios………………………………………...16
INDICE XII
1.4.3.1. Cálculos para determinar las pérdidas en alimentadores
primarios...............................................................................................17
1.5. Reconfiguración de sistemas de distribución eléctricos ………………………..…20
1.5.1. Métodos de reconfiguración…………………………………………………...21
1.6. Situación actual de los sistemas eléctricos………………………………………….22
1.6.1. Situación de la carga residencial en Cuba…………………………………..23
CAPITULO II. ESTADO ACTUAL DE LAS REDES DE PLACETAS………………………24
2.1. Estado actual de las redes de distribución de Placetas…………………………....24
2.1.1. Descripción de las principales características de cada
subestación de Placetas………………………………………………………….24
2.1.2. Análisis de las principales características de cada circuito
de la cuidad………………………………………………………………...………29
2.2. Programas computacionales empleados…………………………………………….35
2.3. Estudio de pérdidas en los circuitos actuales de la ciudad………………….…….36
2.4. Metodología empleada, variantes analizadas para la ubicación
de la nueva subestación………………………………………………………………38
CAPÍTULO III. RECONFIGURACIÓN DE LA RED ………………………………………….41
3.1. variantes de solución ………………………………………………………………….41
3.1.1. Resultados de la variante Oeste…………………………………………...…43
3.1.2. Resultados de la variante Cumbre………………………………………..….45
3.1.3. Comparación con la configuración actual……………………………………47
3.2. Interconexiones creadas………………………………………………………………47
3.3. Operación en estado de averías o mantenimientos…………………………….….49
CONCLUSIONES…………………………………………………………………………….….53
RECOMENDACIONES………………………………………………………………………....55
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS…………………………………………………………...57
ANEXOS………………………………………………………………………………………….60
Introducción
INTRODUCCIÖN XIV
NTRODUCCIÓN
El uso de la energía eléctrica, es hoy en día algo común, como el comer, caminar,
respirar, no se concibe la vida sin el uso de la electricidad. En todo el quehacer diario, en
todas las actividades del ser humano se hace indispensable, la usamos y muchas veces
abusamos, sin detenernos a pensar en los esfuerzos que su generación conlleva. El
hombre a través del tiempo ha buscado mejorar sus condiciones de vida y confort tanto
en su vida cotidiana como en el campo productivo, desarrollando para ello nuevas formas
de energía, desde el vapor, pasando por el uso de combustibles en motores de
combustión interna hasta llegar a la electricidad. Esta forma de energía limpia puede ser
producida a grandes distancias del punto de utilización o consumo, con un fácil y barato
transporte, con un alto rendimiento de transformación en otras formas de energía. Son
muchas las ventajas que hacen hoy a la electricidad la forma de energía más utilizable en
todo el mundo, pero como toda forma de energía debe ser tratada con eficacia para su
uso cómodo y de bajo costo. Uno de los enfoques a nivel mundial y principalmente por
las sociedades consumistas, constituye el empleo eficiente de tan importante recurso.
En nuestro país se manifiesta un rápido crecimiento en ese sentido, de ahí la política
trazada de Revolución Energética, la cual ha hecho necesaria la adquisición de
tecnologías de punta en mercado internacional, con el objetivo de fortalecer cada vez
más nuestro Sistema Electroenergético Nacional (SEN).
El montaje y puesta en funcionamiento de modernas plantas eléctricas, ha requerido el
mejoramiento de las redes de distribución permitiendo así una mayor calidad en la
energía servida a los clientes lo que se resume en eficiencia energética.
Otra estrategia trazada por la Unión Nacional Eléctrica, constituye el montaje de
nuevas subestaciones de distribución que operan a niveles de Voltaje de 110/13.8 kV,
demostrando su eficiencia en los lugares donde se han instalado. Trabajando a 13.8
kV por secundario permite la factibilidad de utilización de este voltaje requerido por
el sistema en la distribución, asumiendo con mayor capacidad los incrementos de las
cargas paulatinamente. Esto trae consigo la conversión de los circuitos de 4.16 kV de
los que sus dispositivos se encuentran cada vez más escasos en el mercado.
INTRODUCCIÖN XV
Desde sus inicios, la electrificación de la ciudad de Placetas ha sufrido numerosos
ajustes debido a cambios de concepciones de utilización de la energía cada dia más
amplios, lo que ha demandado que los circuitos radiales sean cada vez más extensos,
envejecidos y adaptados a las necesidades de esos momentos. Esto ha traído como
consecuencia que en estas redes eléctricas existan diferentes niveles de voltaje lo que
conduce a cifras ya no aceptables de pérdidas en el sistema eléctrico. Años atrás las
pérdidas en general constituían un 30% de la energía total consumida por el municipio y
con ciertos ajustes y mejoras se han reducido aproximadamente a un 15%, que aun es
demasiado. Además no existe la posibilidad de interconexión entre los circuitos, pues
están ramificados de forma tal que sus troncos no siempre ofrecen esta posibilidad sin
incorporar en el enlace aún más pérdidas.
La ciudad es compacta en su estructura y ofrece posibilidades para la conversión de 4 a
13.8 kV, obra que se ejecuta poco a poco. Salta a la vista la opción de resolver el
problema de la demanda de la actual subestación 110/34.5 kV y de eliminar las
subestaciones de 34,5/4,16 kV y 34,5/13,8 kV que coexisten en el sistema en diferentes
puntos pero que a su vez provienen de una sola fuente: la red de 110 kV del lazo Santa
Clara Tuinucú, siendo sustituidas por una sola subestación de 110/13.8 kV
Se hace inevitable entonces la necesidad de reestructurar estos sistemas de redes de
forma tal que ofrezcan las garantías de servicio eficiente como lo demanda la actualidad.
Las interrogantes científicas que resolverán el presente trabajo son:
¿Cómo realizar la ubicación de una nueva subestación?
¿Cómo reconfigurar los nuevos circuitos de forma tal que garanticen una óptima fiabilidad
del servicio?
Objetivo General
Reestructurar las redes de distribución primarias para obtener mínimas pérdidas y
mayor fiabilidad del sistema eléctrico en Placetas.
Objetivos Específicos
Realizar una extensa revisión bibliográfica relacionada con los problemas actuales
de los circuitos de distribución.
Hacer un diagnóstico y caracterización de los circuitos de distribución primaria
dentro de la ciudad de Placetas.
INTRODUCCIÖN XVI
Encontrar una variante apropiada de voltaje de alimentación a los circuitos
proponiendo la variante más factible desde el punto de vista técnico y económico
teniendo en cuenta la situación de nuestro país.
Estructura de la tesis
El primer capítulo está dedicado a hacer una revisión bibliográfica de los contenidos
relacionados con los sistemas eléctricos y en particular los sistemas primarios de
distribución, sus características, tipos de los sistemas, su ubicación y sus problemas
actuales en el país.
En el segundo capítulo se describen las principales características de las diferentes
subestaciones del municipio, los circuitos que las conforman. Se describe el
procedimiento que se siguió en la ubicación de la nueva subestación, además se
describen los softwares empleados.
En el tercer capítulo se analizan los resultados de las variantes de solución obtenidas y
de las interconexiones creadas.
Finalmente, en los Anexos se pueden encontrar los datos empleados en la realización del
trabajo y los resultados de las corridas de los programas.
Capitulo I
CAPITULO I: REVISION BIBLIOGRAFICA 2
CAPITULO I
REVISIÓN BILIOGRÁFICA
1.1 Sistema eléctrico de potencia
Un sistema de distribución de energía eléctrica es un conjunto de dispositivos que
permiten energizar en forma segura y confiable un número determinado de cargas en
distintos niveles de tensión. Su función primordial es la de llevar esta energía desde los
centros de generación hasta los centros de consumo y por último entregarla al usuario en
forma segura y con los niveles de calidad exigidos, ubicados generalmente en diferentes
lugares. Los principales datos de los sistemas eléctricos son la tensión nominal, la
frecuencia nominal y su comportamiento en caso de cortocircuito. Los sistemas de
distribución de energía eléctrica comprenden niveles de alta, baja y media tensión,
incluyen además las etapas de generación, transmisión, distribución y utilización de la
energía eléctrica (Ramírez, 2003).
1.1.1 Principales fuentes de generación eléctrica
Las principales fuentes de generación de energía a gran escala son:
Vapor procedente de carbón, petróleo o gas natural.
Agua, mediante las hidroeléctricas.
Energía a través de generadores diesel.
La energía atómica.
Otras posibles fuentes de energía son el calor procedente de la luz solar, la luz solar en si
misma por efecto fotoeléctrico, el viento por efecto mecánico, el mar con la energía
mareomotriz, el calor procedente de la tierra entre otras, pero no poseen gran peso
sobre los grandes sistemas eléctricos (Westinghouse, 1984).
1.1.2 La frecuencia en los sistemas eléctricos
En la etapa de generación no podemos dejar de hablar acerca de la frecuencia pues de
ella depende grandemente la estabilidad de un sistema eléctrico. En América la
frecuencia estándar es de 60 ciclos mientras que en los países europeos se utiliza 50
Hz. Como propósito general la frecuencia de 60 Hz posee ventajas económicas sobre los
CAPITULO I: REVISION BIBLIOGRAFICA 3
50 Hz ya que permite en la maquinas eléctricas una velocidad máxima de 3600 rpm
contra los 3000 rpm que ofrecen los 50 Hz (Westinghouse, 1984).
Donde utilizan un gran número de transformadores de distribución de 60 Hz hay un
ahorro considerable respecto a los de 50 Hz, ya que al construir un transformador para
esa frecuencia se emplea de un 10 a un 15 % de menor cantidad de materiales. Esto es
debido a que en un transformador el voltaje inducido es proporcional a las
concatenaciones de flujo totales y a la frecuencia por tanto para un mismo voltaje
mientras mayor es la frecuencia menor será la sección transversal del núcleo necesaria y
la longitud de la bobinas ahorrando así tanto en cobre como en hierro (Westinghouse,
1984).
1.1.3 Importancia del voltaje de distribución
El nivel de tensiones el encargado de minimizar las pérdidas cuando se envía energía
eléctrica a distantes localidades. A la hora de la selección del voltaje de distribución hay
que considerar el voltaje presente y más probable para el futuro de las líneas en la
vecindad. Las ventajas de ser capaz de unir distintas regiones de voltaje común tienen un
gran peso en la elección del voltaje basado en el menor costo inmediato. Si la transmisión
contemplada está muy alejada de cualquier otro sistema, la elección del voltaje a utilizar
es el resultado de un estudio completo de los costos iniciales de operación
correspondientes a varios voltajes asumidos y varios calibres de conductores
(Westinghouse, 1984).
1.2 Transmisión eléctrica
La transmisión de potencia cumple la tarea de llevar grandes cantidades de energía
eléctrica hacia lugares distantes. Consta de dos partes: la suma de la energía
individualmente abastecida para la subtransmisión y las pérdidas de cada subestación de
subtransmisión de las líneas.
Los voltajes en las subestaciones de transmisión pueden extenderse desde 69,000 V
hasta 750,000 V ya que al ser elevado el nivel de tensión, menores serán las pérdidas en
las líneas. Estas surgen en otras subestaciones asociadas a las plantas generadoras de
energía. Esta últimas subestaciones funcionan de la misma manera que las otras, pero
con la diferencia de que sirven para aumentar los valores de voltaje producidos por los
generadores hacia los niveles de voltaje de transmisión ya que por limitaciones de
CAPITULO I: REVISION BIBLIOGRAFICA 4
aislamiento, los voltajes de los generadores pueden ir desde algunos miles de V hasta los
20,000 V en el caso de los generadores más modernos. Las barras y transformadores en
estas subestaciones están protegidos siempre por dispositivos protectores (Pansini,
2007).
1.3 Distribución eléctrica
La distribución se encarga de servir la energía eléctrica a un área geográfica reducida
como la parte de una ciudad o de un municipio. Sus voltajes, longitudes y la potencia que
manipulan son menores que en el caso de la transmisión y se alimentan por un solo
extremo. A su vez la distribución secundaria sirve la energía eléctrica a una región aún
más pequeña como la parte de una calle o de un pequeño poblado. Sus voltajes,
longitudes y la potencia que manipulan son menores que en el caso anterior.
Dependiendo de las características de las cargas, los volúmenes de energía involucrados
y las condiciones de confiabilidad y seguridad con que deban operar, los sistemas de
distribución se clasifican en (Ramírez, 2003): industriales, comerciales, urbanos y rurales.
De acuerdo a la configuración de los circuitos los sistemas de distribución se clasifican en
circuitos radiales, circuitos en lazo y circuitos en malla. Además, teniendo en cuenta su
construcción los sistemas de distribución se clasifican en redes de distribución aéreas y
redes de distribución subterráneas.
En Cuba los voltajes más usados en la distribución primaria son 2.4/4.16 kV y
7.6/13.8kV, voltajes de fase y línea respectivamente en los secundarios de las
subestaciones, cuyos transformadores están conectados en estrella con el neutro
sólidamente aterrado.
Constituye un voltaje preferido por el sistema 13.8 kV, debido a que estos circuitos
pueden cubrir zonas más extensas, que los de 4.16 kV, llegando en circuitos
rurales a tener longitudes entre 10 a 15 km y a veces más, además pueden
asumir con más facilidad los crecimientos de las cargas y ampliación de las líneas para
cubrir las nuevas necesidades de servicio.
Esta forma de distribución es típica de los circuitos urbano-rurales, donde
generalmente la subestación está ubicada en las afueras de la ciudad y después de
pasar por una zona de la misma se extiende hacia las áreas rurales. Los
transformadores de distribución reducen los voltajes de valores primarios a valores de
utilización, es aquí donde aparece la distribución secundaria, en el n u e s t r o país son
CAPITULO I: REVISION BIBLIOGRAFICA 5
muy utilizados los transformadores monofásicos con voltajes por primario de 2.4 kV ó
7.6 kV para ser conectados entre una fase y el neutro o tierra; existen también
transformadores con voltaje nominal por primario, igual al voltaje de línea de los circuitos
primarios pero son menos comunes.
En algunos países las viviendas reciben voltajes de 220 y 240 v, en otros oscilan
entre 110 y 125 V . En Cuba el voltaje por secundario de los transformadores
de distribución que brindan servicio a las viviendas tienen valores de 120/240 V. Estos
circuitos parten desde el transformador o banco y tienen un recorrido que salvo raras
ocasiones no llegan a 300 m de longitud, su función es dar servicio directo a los
consumidores pequeños.
1.3.1 Sistemas de distribución industrial
Comprende a los grandes consumidores de energía eléctrica, tales como las industrias
del acero, químicas, petróleo, papel, etc.; que generalmente reciben el suministro
eléctrico en alta tensión. Es frecuente que la industria genere parte de su demanda de
energía eléctrica mediante procesos a vapor, gas o diesel (Ramírez, 2003).
1.3.2 Sistemas de distribución comerciales
Es un término colectivo para sistemas de energía existentes dentro de grandes complejos
comerciales y municipales, tales como edificios de gran altura, bancos, supermercados,
escuelas, aeropuertos, hospitales, puertos, etc. Este tipo de sistemas tiene sus propias
características, como consecuencia de las exigencias especiales en cuanto a seguridad
de las personas y de los bienes, por lo que generalmente requieren de importantes
fuentes de respaldo en casos de emergencia (Ramírez, 2003).
1.3.3 Sistemas de distribución urbana
Alimenta la distribución de energía eléctrica a poblaciones y centros urbanos de gran
consumo y con una densidad de cargas grande. Son sistemas en los cuales es muy
importante la adecuada selección en los equipos y el dimensionamiento. Los programas
de distribución urbana son desarrollados individualmente por cada empresa de energía y
la mayoría de las veces son planes de remodelación y recuperación de pérdidas. Las
principales características de las redes de distribución urbana son las siguientes
(Ramírez, 2003):
CAPITULO I: REVISION BIBLIOGRAFICA 6
Usuarios muy concentrados.
Cargas bifilares, trifilares y trifásicas.
Facilidad de acceso.
En general se usan postes de concreto.
Es necesario coordinar los trazados de la red eléctrica con las redes telefónicas,
redes de acueducto, alcantarillados y otras redes, igualmente tener en cuenta los
parámetros de las edificaciones.
Se usan conductores de aluminio, ACSR y cobre.
Facilidad de transporte desde los proveedores de materiales y equipos al sitio de
la obra.
Transformadores generalmente trifásicos en áreas de alta densidad de carga y
monofásicos trifilares en áreas de carga moderada.
El trabajo en general puede ser mecanizado.
La separación entre conductores y estructuras de baja tensión y media tensión
son menores.
En caso de remodelaciones y arreglos es necesario coordinar con las empresas
de energía los cortes del servicio.
1.3.4 Sistemas de distribución rural
Son evidentes las enormes ventajas de disponer de energía eléctrica en las zonas rurales
del país. Nadie pone en cuestión la necesidad de dotar a dichos núcleos (corregimientos
o extensiones territoriales distintas de las aglomeraciones urbanas o suburbanas que
comprenden las zonas de explotaciones agrícolas, pecuarias o forestales y localidades
que no sobrepasen los 3000 habitantes, excluyendo los sectores turísticos, residenciales
o industriales) de un suministro eléctrico seguro y eficiente. Pero también es cierto que de
estas instalaciones eléctricas no se deriva una pura rentabilidad económica ya que los
montos elevados de las inversiones necesarias no quedan remunerados por los
relativamente escasos originados por la venta de la electricidad, puesto que los
consumos per cápita son muy inferiores a los correspondientes a las zonas urbanas e
industriales. Por lo mismo, la mejor justificación de un plan de electrificación rural estriba
en sus efectos sociales. La electrificación rural se orienta, ante todo, a satisfacer una
necesidad primaria, cual es el alumbrado de viviendas y de los asentamientos rurales,
pasando luego a atender otras exigencias menos perentorias y que producen una mayor
CAPITULO I: REVISION BIBLIOGRAFICA 7
"Calidad de vida", como los aparatos domésticos y la industrialización agropecuaria. Es
necesario, ante todo, realizar un inventario de todas las colectividades rurales, para
después, en base a criterios técnicos razonables, desarrollar los proyectos oportunos
para remediar las carencias, finalmente hay que cuantificar las inversiones necesarias
para ello, y en base a criterios políticos y sociales, distribuirlas a lo largo del tiempo de
duración del plan (Ramírez, 2003).
1.3.5 Circuitos radiales
El sistema de tipo radial (Figura 1.1) es el más simple, barato y el más comúnmente
usado. Comprende alimentadores separados o circuitos que parten desde la subestación
o la fuente, cada alimentador usualmente abarca una área dada. El alimentador puede
ser considerado como consistente en un tronco principal o la porción del tronco de la cual
parten ramales en los cuales se conectan los transformadores de distribución. Su
regulación de voltaje es grande y posee una baja fiabilidad ya que una falla puede afectar
un gran número de cliente (Pansini, 2007).
Figura 1.1. Circuito Radial
Los ramales están usualmente conectados al tronco a través de fusibles, de modo que
una interrupción en un ramal no extienda la falla a todo el tronco. Para minimizar la
duración y extensión de las interrupciones se seccionaliza el alimentador principal y se
hacen conexiones de emergencia para que las partes no falladas del circuito puedan
reenergizarse lomas rápido posible mediante una unión al tronco adyacente para lo cual
se diseñan estos trocos de manera que soporten la carga adicional aunque en la muchos
casos hay suficiente diversidad entre los horarios de conexión de las cargas adyacentes
por lo que no se requiere que se le diseñen capacidad adicional (Pansini, 2007).
La conexión de consumidores de gran importancia como hospitales y unidades militares
no permite interrupciones largas. En esos casos se proveen alimentadores secundarios
CAPITULO I: REVISION BIBLIOGRAFICA 8
los que usualmente vienen por distintas rutas para mantener otra alternativa de
suministro (Pansini, 2007).
1.3.6 Circuitos en lazo
Otra vía de restringir la duración de las interrupciones es emplear alimentadores
diseñados en lazos (Figura 1.2) los que proveen la energía de dos direcciones para
consumidores de gran importancia de esta manera si fallara el suministro de una vía toda
la carga seguirá alimentándose a través de la otra rama para lo cual tiene que haber sido
diseñada con capacidad de reserva para dicho caso. Este tipo de circuito puede ser
utilizado para operar tanto con el lazo abierto como cerrado (Pansini, 2007).
Figura 1.2. Circuito en lazo.
Con el lazo abierto las diferentes secciones de los alimentadores con las cargas en cada
sección están conectados entre si a través de desconectivos y cada punta del lazo esta
conectada a la fuente de alimentación. En determinado punto del alimentador fue se dejo
intencionalmente abierto un desconectivo pudiendo ser una cuchilla, fusible o un
interruptor constituyendo así dos alimentadores separados. En caso de falla la sección
donde esta ocurra puede ser desconectada por sus dos puntas y las secciones no
falladas pueden ser alimentadas por el desconectivo normalmente abierto hasta el
recierre del interruptor de la subestación. Al estar el lazo normalmente abierto al ocurrir la
falla se queda todo el alimentador desenergizado y no se tiene la información del lugar
donde ocurrió, los desconectivos entre cada sección tienen que ser manualmente
operados hasta ubicar la falla (Pansini, 2007).
CAPITULO I: REVISION BIBLIOGRAFICA 9
Donde se necesita una alta fiabilidad se opera el lazo cerrado, en este caso se utilizan
dispositivos mas caros que en los lazos abiertos. Los interruptores son accionados por
relevadores, los que funcionan para abrir sólo la parte donde ocurrió la falla, dejando la
porción remanente del alimentador entero energizada. En muchos casos, la operación
correcta del relevador sólo puede ser lograda por medio de alambres pilotos que corren
de interruptor en interruptor por todo el lazo lo que es costoso para instalar y mantener.
En algunas instancias a estos alambres pilotos les pueden ser circuitos telefónicos
alquilados. Para minimizar los costos, los breakers pueden ser instalados sólo entre
ciertas secciones del lazo del alimentador, e instalar desconectivos mas baratos entre las
secciones intermedias. Una falla deja entonces desenergizadas varias secciones del lazo;
cuando la falla es ubicada, los desconectivos en ambos fines de la sección fallada
pueden ser abiertos y las secciones no falladas reenergizadas cerrando los breakers
correctos (Pansini, 2007).
1.3.7 Circuitos en mallas
Aunque algunos estudios económicos indican que bajo algunas condiciones los circuitos
en malla pueden ser menos caros y más confiables que algunas variaciones de los
sistemas radiales, relativamente pocos han sido metidos a operación real y sólo algunos
quedan en servicio.
Figura 1.3. Circuito en malla
CAPITULO I: REVISION BIBLIOGRAFICA 10
Este sistema se forma uniendo entre si trocos de los sistemas radiales formando una
malla o una cuadrícula. La cuadrícula está abastecida por un número de transformadores
de potencia abastecidos a su vez por redes de subtransmisión y de transmisión en los
voltajes superiores. Se conecta un breaker entre el transformador y la malla controlado
por relevadores de recierre automáticos que protegen la red primaria de alimentar las
corrientes de falla a través del transformador cuando esas ocurren en la subtransmisión
o en las líneas de transmisión. Las fallas en las secciones primarias de la malla están
aisladas por breakers y fusibles. Este tipo de sistema elimina la subestación convencional
y los alimentadores primarios largos, reemplazándolos con un número mayor de
subestaciones estratégicamente acomodadas a todo lo largo de la red. Los sitios
adicionales necesarios son a menudo difíciles de conseguir. Además, la dificultad consta
en mantener en operación correcta los reguladores de voltaje (donde existan) en los
alimentadores primarios cuando se interconecten (Pansini, 2007).
1.3.8 Redes de distribución aéreas
En esta modalidad, el conductor que usualmente está desnudo, va soportado a través de
aisladores instalados en crucetas, en postes de madera o de concreto. Al comparársele
con el sistema subterráneo tiene como ventajas que cuentan con un costo inicial más
bajo, son las más comunes y materiales de fácil consecución, tienen fácil mantenimiento
y las fallas son fáciles de localizar y tienen tiempos de construcción más bajos. Como
desventajas tienen mal aspecto estético, menor confiabilidad, menor seguridad (ofrece
más peligro para los transeúntes), son susceptibles de fallas y cortes de energía ya que
están expuestas a: descargas atmosféricas, lluvia, granizo, polvo, temblores, gases
contaminantes, brisa salina, vientos, contactos con cuerpos extraños, choques de
vehículos y vandalismo (Ramírez, 2003). Las partes principales de un sistema aéreo son
esencialmente:
Postes: que pueden ser de madera, concreto o metálicos y sus características de peso,
longitud y resistencia a la rotura son determinadas por el tipo de construcción de los
circuitos. Son utilizados para sistemas urbanos postes de concreto de 14, 12 y 10 m con
resistencia de rotura de 1050, 750 y 510 kg respectivamente.
Conductores: son utilizados para circuitos primarios el aluminio y el ACSR desnudos en
calibres 4/0, 2/0, 1/0 y el 2 AWG, el cobre por sus características son los más estables
químicamente, pero por su alto costo son menos utilizados. Para los circuitos secundarios
CAPITULO I: REVISION BIBLIOGRAFICA 11
los cables desnudos o aislados con los mismos calibres. Estos circuitos son de 3 y 4 hilos
con neutro puesto a tierra. Paralelo a estos circuitos van los conductores de alumbrado
público (Ramírez, 2003).
Los calibres más utilizados en la distribución cubana se pueden resumir en:
aluminio AAA 158 mm2, aluminio ACSR 150 mm2, aluminio AAAC 78 mm2,
aluminio ACSR 70 mm 2, aluminio ACSR 35mm2, cobre #4 AWG, cobre #6 AWG
que se pueden encontrar en los troncos y ramales de los circuitos (Ramírez, 2003).
En cuanto a la selección de conductores hay que tener en cuenta que la procedencia de
los conductores no es de la misma fuente, por lo que vienen indistintamente
marcados en el sistema americano o en el sistema métrico, haciéndose necesario
el uso de la tabla de equivalencia entre conductores. Para la selección de
conductores en una red eléctrica se debe tener en cuenta una serie de factores. Los
cuales se dividen en: técnicos y económicos. Dentro de los factores técnicos se
encuentran:
Calentamiento debido al desprendimiento continuado de calor por la corriente.
Calentamiento debido al desprendimiento de calor durante un corto período,
producido por la corriente de cortocircuito.
Pérdidas (caídas) de voltaje en los cables o líneas aéreas debido al paso de dela corriente
en los regímenes normal y de falla.
Resistencia mecánica, estabilidad ante la carga mecánica (peso propio, tensión, viento).
Efecto corona, factor que depende del voltaje aplicado, de la sección del
conductor y del medio ambiente. Después de seleccionado la sección mínima
admisible del conductor teniendo en cuenta las condiciones técnicas, se procede a la
comparación de esta con la sección económica útil. En la actualidad la selección de la
sección económica útil se realiza por medio de la denominada densidad económica
de corriente, en dependencia del metal del conductor y el número de horas de
utilización de la carga máxima (Ramírez, 2003).
Crucetas: son utilizadas crucetas de madera inmunizada o de ángulo de hierro
galvanizado de 2 m para 13.8kV. y 11.4 kV con diagonales en varilla o de ángulo de
hierro (pié de amigo).
Aisladores: son de tipo ANSI 55.5 para media tensión (espigo y disco) y ANSI 53.3 para
baja tensión (carretes).
CAPITULO I: REVISION BIBLIOGRAFICA 12
Herrajes: todos los herrajes utilizados en redes aéreas de baja y mediana tensión son de
acero galvanizado (grapas, varillas de anclaje, tornillos de máquina, collarines, ues y
espigos).
Equipos de seccionamiento: el seccionamiento se efectúa con cortacircuitos y
seccionadores monopolares para operar sin carga (100 A - 200 A).
Transformadores y protecciones: se emplean transformadores monofásicos con los
siguientes valores de potencia o nominales: 25 - 37.5 - 50 - 75 kVA y transformadores
trifásicos de 30 - 45 - 75 -112.5 y 150 kVA protegidos con fusibles y pararrayos tipo
válvula de 12 kV (Ramírez, 2003).
1.3.9 Redes de distribución subterráneas
Se emplean en zonas donde por razones de urbanismo, estética, congestión o
condiciones de seguridad no es aconsejable el sistema aéreo. Actualmente el sistema
subterráneo es competitivo frente al sistema aéreo en zonas urbanas céntricas.
Tiene como ventajas que son mucho más confiables ya que la mayoría de las
contingencias mencionadas en las redes aéreas no afectan a las redes subterráneas, son
más estéticas, pues no están a la vista, son mucho más seguras y no están expuestas a
vandalismo. Tienen como desventajas su alto costo de inversión inicial, se dificulta la
localización de fallas, el mantenimiento es más complicado, reparaciones más
demoradas, están expuestas a la humedad y a la acción de los roedores. Los
conductores utilizados son aislados de acuerdo al voltaje de operación y conformados por
varias capas aislantes y cubiertas protectoras. Estos cables están directamente
enterrados o instalados en bancos de ductos (dentro de las excavaciones), con cajas de
inspección en intervalos regulares (Ramírez, 2003).
Un sistema subterráneo cuenta con los siguientes componentes:
Ductos: que pueden ser de asbesto cemento, de PVC o conduit metálicos con diámetro
mínimo de 4 pulgadas.
Cables: pueden ser monopolares o tripolares aislado en polietileno de cadena cruzada
XLPE, de polietileno reticulado EPR, en caucho sintético y en papel impregnado en aceite
APLA o aislamiento seco elastomérico en calibres de 500 - 400 - 350 - 250 MCM, 4/0 y
2/0 AWG en sistemas de 13.8kV, 7,6 y 4,16 kV.
A pesar de que existen equipos adecuados, resulta difícil y dispendioso localizar las fallas
en un cable subterráneo y su reparación puede tomar mucho tiempo, se recomienda
CAPITULO I: REVISION BIBLIOGRAFICA 13
construir estos sistemas en anillo abierto con el fin de garantizar la continuidad del
servicio en caso de falla y en seccionadores entrada - salida. Los cables a instalar en
baja tensión son aislados a 600 V con polietileno termoplástico PE-THW y recubierto con
una chaqueta protectora de PVC y en calibres de 400 - 350 - 297 MCM 4/0 y 2/0 AWG
generalmente.
Cámaras: que son de varios tipos siendo la más común la de inspección y de empalme
que sirve para hacer conexiones, pruebas y reparaciones. Deben poder alojar a 2
operarios para realizar los trabajos. Allí llegan uno o más circuitos y pueden contener
equipos de maniobra, son usados también para el tendido del cable. La distancia entre
cámaras puede variar, así como su forma y tamaño.
Empalmes uniones y terminales: que permiten dar continuidad adecuada, conexiones
perfectas entre cables y equipos.
1.4 Subestaciones de distribución
Se le llama subestación de distribución a una subestación que se ubica
centralmente dentro del área de carga, estas son la fuente de suministro de
energía para la distribución a nivel local. La función principal de la subestación es reducir
la tensión del nivel de transmisión o de subtransmisión al nivel de distribución.
Para alcanzar este objetivo, las subestaciones emplean varios dispositivos de
seguridad, de conmutación, de regulación de tensión, y de medida, y pueden ser
operadas manual o automáticamente.
Hay cuatro tipos principales de subestaciones eléctricas. El primer tipo es el que se
encuentra en el patio de maniobras en una estación de generación. Estas instalaciones
conectan los generadores con la red eléctrica y también proveen la energía a la propia
planta generadora. Otro tipo de subestación es típicamente conocida como la
subestación del cliente. Este tipo de subestación es la fuente principal de suministro de
energía eléctrica para un cliente comercial. Los requisitos técnicos para este tipo de
instalación dependen altamente de los requisitos del cliente, de las necesidades de
utilidad.
El tercer tipo de subestación es el que implica la transferencia de potencia a gran escala.
Estas estaciones grandes típicamente son el final de las líneas de transmisión que se
originan en los centros de generación. Son integrales para la fiabilidad de largo plazo y la
integridad del sistema eléctrico y permiten que grandes bloques de energía sean llevadas
CAPITULO I: REVISION BIBLIOGRAFICA 14
desde los generadores hacia los centros de carga, son instalaciones usualmente muy
caras de construir y mantener. El cuarto tipo de subestación es la subestación de
distribución. Éstas son las instalaciones más comunes en los sistemas de energía
eléctrica y proveen energía los circuitos de distribución que directamente suministran la
energía a la mayoría de clientes eléctricos (James, 2003).
Estas subestaciones pueden estar próximas a áreas densamente pobladas. A veces
es aconsejable llevar las subestaciones de distribución a las afueras de la zona que se
debe atender, para que esto sea posible, el área que se debe cubrir no puede ser
muy grande. Las ciudades pequeñas pueden ser atendidas fácilmente con las
subestaciones ubicadas en su periferia, lógicamente el crecimiento de la zona
urbana lleva a que más tarde queden integradas en el área de la ciudad. Las
subestaciones de distribución frecuentemente deben realizarse con importantes
limitaciones de espacio, y entonces este es la base del diseño. Se deben buscar las
soluciones compactas, y los esquemas se han ido modernizando más cada día,
aprovechando equipos más confiables y que ocupan menos espacio. Al estar en el
centro de una zona de carga, el espacio es valioso por lo que debe ser bien
aprovechado, muchas veces este espacio es preexistente y ya no puede ser ampliado.
1.4.1 Ubicación de una subestación de distribución
Un problema de fundamental importancia en la proyección de Sistemas de
suministro electro energético de empresas industriales y ciudades lo constituye la
determinación de la localización óptima de las subestaciones de alimentación. La
aplicación de criterios cualitativos en el análisis de este problema regularmente
conduce hacia soluciones que no cuentan con un amparo de una adecuada
fundamentación técnico económica. La correcta ubicación de la subestación en el centro
de las cargas favorece una mayor ventaja o conveniencia económica, posibilita la
construcción de un sistema de suministro más confiable, se reduce la longitud de los
circuitos de voltaje secundario, se reduce las pérdidas de energía y desviaciones de
voltaje, se reduce la zona de falla.
Es evidente que en la ubicación de la subestación influyen v a r i os aspectos,
mostrados en la figura 1.4, tanto la distancia al centro de carga y a las líneas de
subtransmisión existentes como otras limitaciones como la posibilidad del terreno, su
costo y regulaciones de uso son importantes (Gonen, 1986).
CAPITULO I: REVISION BIBLIOGRAFICA 15
Figura 1.4. Factores que influyen en la ubicación de una subestación (Gonen, 1986).
Debido a la complejidad del tema, profesionales de la rama han posibilitado la
utilización de métodos que permiten la localización de la subestación dentro de
la zona de centro de cargas, ejemplo de estos es el Método de la Elipse y el de los
kVA · km, los cuales ofrecen ventajas o conveniencia económica, a la vez posibilita
la construcción de un sistema de suministro más confiable desde el punto de vista
técnico. Debido a que el Método de la Elipse se ajusta generalmente a la proyección
de subestaciones para suministro industrial y la disponibilidad de datos adquiridos
(James, 2003).
1.4.2 Balance de las cargas en los circuitos de distribución
Lograr el balanceo de los circuitos trifásicos, significa alcanzar niveles similares de
potencias distribuidas entre sus fases, las que se traducen en eficiencia del
sistema eléctrico. Mantener las corrientes de las tres fases iguales es algo imposible
de alcanzar a lo largo del circuito durante todo el tiempo, el uso de transformadores
monofásicos resultan de mayores desbalances y peores operaciones en el sistema,
de ahí la gran importancia de esta aplicación con lo que se consigue mejorar el voltaje
y reducir las pérdidas, esto se logra trasladando transformadores de las fases más
cargadas, hacia las menos cargadas. La potencia activa y reactiva de cada carga
se distribuye en forma proporcional a la potencia de los transformadores que forman
CAPITULO I: REVISION BIBLIOGRAFICA 16
el banco, para llevar a cabo el balanceo de un circuito los que a su vez están
conectados a diferentes fases.
El balance se lleva a cabo por secciones del circuito, comenzando por la
penúltima, para lo cual se analiza el efecto de la carga al rotarla por las tres fases
buscando que las corrientes sean lo más iguales posibles entre sí en dicho tramo, la
cuantificación del balanceo se realiza mediante la valoración de coeficientes que reflejan
el grado de igualdad de las corrientes en las tres fases. La experiencia ha demostrado
que este trabajo es altamente beneficioso desde el punto de vista energético, ya
que se obtienen apreciables ahorros sin necesidad de realizar inversiones.
1.4.3 Pérdidas de energía en alimentadores primariosExisten pérdidas de energía durante su transporte desde la central eléctrica hasta cada
acometida. Estas ocurren debido a que los conductores tienen determinado valor de
resistencia (que depende de las características químicas y dieléctricas del material con que
está construido, el calibre y el largo de este) donde se disipa, en forma de calor, parte de
la energía eléctrica que se transmite, al disminuir el grosor del cable disminuye la
conductividad. Las pérdidas pueden deberse a la corrosión que sufren los alimentadores.
Existen dos tipos fundamentales de corrosión en la distribución aérea: la galvánica
y la oxidación, ambas perturban el contacto inicial y el rendimiento a largo plazo de la
conexión eléctrica. En Cuba con motivo de la rehabilitación de las redes se ha dado
el caso de una alta corrosión de los empalmes directos de conductores de aluminio y
cobre.
Después de las pérdidas en los transformadores de distribución, las pérdidas en líneas
primarias son las mayores en los sistemas de distribución. Como cualquier pérdida
resistiva, las pérdidas en líneas son el resultado de la corriente al cuadrado multiplicada
por la resistencia ( ) (Short, 2004).
Las vías de reducción de estas pérdidas incluyen la utilización de mayor voltaje del
sistema, el balanceo de los circuitos, la conversión de los circuitos monofásicos en
trifásicos, la reducción las cargas, el incremento del factor de potencia (a través de
capacitores) y el aumento de los calibres de los conductores.
Dado a que las pérdidas están en función de la corriente al cuadrado, la mayoría ocurren
en los circuitos primarios cercanos a la subestación. Las pérdidas ocurren a expensas del
CAPITULO I: REVISION BIBLIOGRAFICA 17
factor de potencia del circuito. Reduciendo la parte reactiva de la corriente se reduce la
corriente total la que puede traer consigo pérdidas significativas (Short, 2004).
Las aproximaciones usando distribuciones uniformes de cargas son muy útiles, una carga
uniforme distribuida uniformemente a lo largo de un circuito de longitud proporciona las
mismas pérdidas que una sola carga equivalente ubicada a una longitud del final del
circuito. En el caso de las caídas de voltaje el circuito equivalente seria diferente: una
carga uniforme distribuida a lo largo de un circuito de longitud propicia las mismas
pérdidas que una sola carga equivalente localizada a una longitud del final del
circuito. Esta regla del para las caídas de voltaje y del para el caso de las
pérdidas de potencia son aproximaciones muy útiles a la hora de hacer cálculos a mano o
para hacer simplificaciones para entrar datos a un programa de flujo de carga (Short,
2004).
1.4.3.1 Cálculos para determinar las pérdidas en alimentadores primarios
Se proponen los siguientes pasos en para la determinación de las pérdidas:
1. Se asume el nivel de voltaje de la carga más alejada (digamos la carga 1de la figura
1.5) asumido.
2. La corriente para la carga es calculada con base en una demanda fija para
dispositivos no sensibles al voltaje como motores o una demanda variable para
dispositivos como lámparas incandescentes.
3. La corriente es usada en el cálculo de las pérdidas en la porción del
sistema que sirve la carga 1de la figura 1.5.
4. Lo anterior se repite para todas las cargas y todas las secciones de un alimentador con
flujo de carga en cada sección acumulada y anotada.
5. Ahora, al comenzar la línea en la subestación con un voltaje conocido KVst, cálculos
de caída de voltaje en el final del alimentador usando las cargas y las pérdidas calculadas
en los pasos 1 a 4.
6. El nivel de voltaje en la carga 1 asumido en el paso 1 se compara con el nivel de
voltaje calculado en el paso 5. Si estos no son iguales, se asume un nuevo nivel de
voltaje y se repiten los pasos 1 a 5 (Ramírez, 2003).
CAPITULO I: REVISION BIBLIOGRAFICA 18
El proceso iterativo anterior puede llegar a ser muy tedioso, se lleva mucho tiempo y
resulta costoso para alimentadores complejos que sirven centenares de centros de carga.
Manualmente un Ingeniero puede requerir 40 horas para calcular voltajes, cargas y
pérdidas para un alimentador complejo y en cambio un computador digital puede hacerlo
en segundos.
Figura 1.5. Ejemplo de alimentador primario para el cálculo de pérdidas.
La división de los sistemas de distribución primaria o secundaria en cargas y secciones
de línea dependerá de la configuración de las cargas. La figura 1.6 ilustra las 3
configuraciones básicas de carga:
Figura 1.6. Configuración de las cargas (Ramírez, 2003).
a) Una carga concentrada como el arreglo más simple.
b) Cargas iguales uniformemente distribuidas sobre una línea pueden reemplazarse por
una carga equivalente total.
CAPITULO I: REVISION BIBLIOGRAFICA 19
c) Cargas desiguales distribuidas no uniformemente requieren un análisis por nodos y
secciones (Ramírez, 2003).
En la práctica la mayoría de los alimentadores son tipo C y requieren de muchos cálculos
(Ramírez, 2003).
Para el sistema simplificado que se muestra en la figura 1.7:
Figura 1.7. Sistema trifásico simplificado (Ramírez, 2003).
Corriente [A]
donde:
kVLL = Voltaje línea - línea en la carga = kV fuente - caída de voltaje
kW = Carga trifásica en kilowatts
Caida de voltaje ΔV = I (Rcosφ + Xsinφ)
R = Resistencia en Ω
cosφ = Factor de potencia de la carga
I = Corriente en (A)
X = Reactancia en Ω
La caída de voltaje línea-línea trifásica es 0.5 veces el valor dado por la ecuación de
caida de voltaje y la caída de voltaje monofásica es dos veces este mismo valor.
El diagrama vectorial de la figura 1.8 muestra que la ecuación de caída de voltaje es
aproximada, pero es suficientemente exacta para propósitos prácticos (Ramírez, 2003).
CAPITULO I: REVISION BIBLIOGRAFICA 20
Figura 1.8. Diagrama fasorial (Ramírez, 2003).
Las pérdidas para el sistema simplificado se calculan así:
Pérdidas [W]
Para un sólo conductor y para las tres fases es tres veces este valor (Ramírez, 2003)
1.5 Reconfiguración de sistemas de distribución eléctricos
La reconfiguración de sistemas de distribución de energía eléctrica consiste en la
modificación topológica de los diferentes alimentadores que componen un sistema de
distribución con el fin de mejorar el desempeño del sistema y la calidad del servicio que
se presta. La reconfiguración de alimentadores se hace normalmente partiendo del
sistema existente, pero se da libertad al analista de modificar los puntos o nodos de
conexión, de modo que se puedan ajustar esencialmente los niveles de cargabilidad de
los circuitos.
Un análisis de reconfiguración de alimentadores puede conllevar a la modificación misma
de los recorridos de los circuitos y de sus puntos de alimentación, lo cual no es muy
deseable en la mayoría de los casos por los altos costos que esto implica.
Por lo tanto, la reconfiguración de alimentadores se efectúa normalmente abriendo y/o
cerrando dos tipos de interruptores o dispositivos de corte existentes en el sistema de
distribución, de enlace o frontera y de seccionamiento.
Un alimentador completo, o una parte de una parte de él, puede servirse desde otro
alimentador mediante el cierre de interruptores de enlace que los una, y abriendo un
interruptor de seccionamiento apropiado, para mantener la estructura radial (Medel,
2006).
CAPITULO I: REVISION BIBLIOGRAFICA 21
1.5.1 Métodos de reconfiguración
Se han propuesto varios métodos de reconfiguración para solucionar el problema descrito
en tiempos aceptables. Cada método tiene sus ventajas y desventajas. En general los
métodos para la reconfiguración de redes de distribución pueden ser clasificados según
(Gers, 2005) como se muestra:
1. Métodos basados en conocimientos.
Técnicas heurísticas.
Técnica de programación lineal.
Técnica utilizando lógica difusa.
Técnica utilizando sistemas expertos.
Técnicas utilizando redes neuronales.
2. Métodos basados en técnicas evolutivas.
Técnicas de enfriamiento simulado.
Técnicas de algoritmos genéticos.
Los métodos basados en el conocimiento se fundamentan en la experiencia de los
operadores sobre las maniobras del sistema. Con base en estos conocimientos se han
diseñado varios algoritmos que facilitan la búsqueda de la nueva configuración de la red
de distribución, tratando de obtener una opción cercana a la óptima. Dentro de esta
categoría se encuentran los métodos más estudiados que son los heurísticos (Merlín,
1975), (Shirmohammadi, 1989), (Civanlar, 1988) y (Baran, 1989) y que además se
utilizan en combinación con otros métodos para encontrar mejores respuestas
permitiendo de esta manera agilizar la búsqueda (Medel, 2006).
Otra técnica empleada es la programación lineal la cual ha sido utilizada en planeación,
para reducir los costos de la expansión del sistema involucrando las pérdidas de
potencia.
Recientemente técnicas como las de Sistemas Expertos (SE) (Liu, 1988), Lógica Difusa
(FL) (Lin, 1998) y Redes Neuronales (ANN) (Bouchard, 1993) y (Kim, 1993) se han
aplicado también para solucionar el problema de la reconfiguración de redes. Estas
técnicas han sido implementadas con reglas heurísticas para solucionar el problema con
menos carga computacional (Medel, 2006).
Los métodos basados en técnicas evolutivas, se basan en la imitación del
comportamiento de procesos físicos y biológicos que existen en la naturaleza, los cuales
tienen como característica importante la carencia de una formulación matemática rigurosa
CAPITULO I: REVISION BIBLIOGRAFICA 22
que permite establecer con certeza su comportamiento en cada situación. Como ejemplo
de técnicas en esta categoría están las técnicas de algoritmos genéticos y de
enfriamiento simulado, las que parten de una solución y la mejoran. Los algoritmos
genéticos (GA) entregan una solución óptima que permiten mayor reducción de pérdidas.
Los GA buscan soluciones basados en mecanismos de selección y en la genética natural
y combinan la naturaleza adaptativa de la genética natural con la optimización funcional.
Otra técnica que permite encontrar una solución más aproximada al óptimo global es el
método de enfriamiento simulado. Este método resuelve el problema de optimización por
simulación del proceso de enfriamiento del metal y en ella se define un parámetro
llamado temperatura, el que tiene las mismas dimensiones que el costo de la función
objetivo (Medel, 2006).
El software empleado en esta investigación se basa en técnicas de programación
dinámicas, las cuales en su parte computacional son procedimientos que intentan
resolver problemas disminuyendo su coste computacional aumentando el coste espacial
y en la parte de investigación operativa intentan optimizar una función objetivo en
problemas no lineales, discretizables y secuenciales (Wiki taxi, 2004).
1.6 Situación actual de los sistemas eléctricos
El marco electroenergético imperante en el mundo actual impulsa un mercado futuro
altamente competitivo, exigiendo a las empresas distribuidoras de energía eléctrica a
implementar políticas tendentes a lograr mayor eficiencia en la prestación del servicio.
Estas políticas, orientan tanto a la mejora en la organización administrativa como a la
reducción de los costos de explotación del sistema de distribución en su conjunto.
Durante las últimas dos décadas muchas compañías eléctricas norteamericanas han ido
convirtiendo los antiguos sistemas de distribución primaria de 2.4, 4.1 y 5 kV a 12 o 15
kV. Las empresas prefieren ampliamente, para las nuevas instalaciones, la clase con
tensión de 15 kV; también se utilizan tensiones de distribución primaria de 25 kV, 34.5 kV
y superiores buscando siempre reducir lo más posible las pérdidas de energía (Ramírez,
2003). En Argentina se comienza la instalación de 1200 kilómetros de líneas de 500 kV y
siete nuevas subestaciones interconectando así nueve provincias (Terra, 2011). Por su
parte en Colombia se diseñan los circuitos primarios a diferentes voltajes. Se establece
como voltaje nominal para el diseño 13.8/7.62 kV, configuración estrella con neutro sólido
a tierra.
CAPITULO I: REVISION BIBLIOGRAFICA 23
En Bogotá existe actualmente un sistema que opera a 11.4 kV, (ya se está cambiando a
13.8kV en todo el país) (Westinghouse, 1984). Los equipos existentes que operan a
voltajes distintos serán aprovechados al máximo. En los nuevos que se instalen a estos
voltajes se preverá la conversión del sistema a los voltajes adoptados.
Nuestro país también se encuentra enfrascado en una ardua labor por mejorar nuestras
redes eléctricas que tras el paso del periodo especial las líneas se encontraban muy
deterioradas debido a la falta de equipamiento y recursos. En Cuba el nivel de
transmisión se realiza a 220 y 110 kV enlazando los principales puntos de generación, la
subtransmisión se realiza a 33 kV y la distribución primaria a 4.16 y 13.8 kV. La
distribución primaria a 4.16 kV trae consigo numerosas pérdidas en líneas y mala calidad
del servicio porque al ser un nivel de voltaje tan bajo para recorrer la distancia necesita
mayor corriente que circulando por las líneas se traduce en pérdidas. En los días actuales
se está trabajando por elevar la distribución primaria a 13.8 kV en todo el país, además
instalar subestaciones 110/13.8 kV eliminándose así un paso de transformación y sus
pérdidas correspondientes dejando el nivel de 33 kV para subtransmisión y para lazos de
emergencia.
1.6.1 Situación de la carga residencial en Cuba
En Cuba se han realizado varios trabajos importantes sobre caracterización de
cargas residenciales. Una de las variables más difíciles de definir a la hora de llevar
a cabo cualquier estudio en las redes de distribución, es sin dudas el
comportamiento de las cargas, entre las que se encuentran las del sector
residencial, que se compone de elementos de consumos moderados o reducidos y de
equipos con demandas elevadas, como los de calor empleados en la elaboración de
los alimentos; estos últimos son los que lógicamente tienen mayor influencia en el
gráfico de carga. La introducción de la energía eléctrica para la elaboración de los
alimentos de la familia, actividad que se realiza en un intervalo de tiempo muy bien
acotado, ha introducido drásticos cambios en la demanda, el consumo, factor de
potencia y los gráficos horario de estos clientes.
Capitulo II
CAPITULO II: ESTADO ACTUAL DE LAS REDES DE PLACETAS 24
CAPITULO II
ESTADO ACTUAL DE LAS REDES DE PLACETAS
El presente capítulo se realiza con el propósito de lograr el máximo conocimiento sobre
los datos principales de la red de distribución primaria en la ciudad de Placetas y
además de conocer la metodología utilizada para la ubicación de la subestación 110/13.8
kV y la realización de las interconexiones.
2.1 Estado actual de las redes de distribución de Placetas
En esta parte de la investigación se dio la tarea de abordar una serie de temas con
el objetivo de obtener las principales características de las subestaciones y circuitos
de la localidad, siendo este paso fundamental para el posterior estudio de la nueva
configuración de las redes de la urbe.
En la presente sección se pretende conocer entre otras características, el nivel de carga
que actualmente presentan los transformadores de las diferentes subestaciones, lo
que permitirá establecer una comparación entre la demanda máxima y la capacidad
instalada y observar en qué medida estos están trabajando, sobrecargados o
subcargados (% de cargabilidad). Al examinar los circuitos se podrá conocer los tipos de
conductores y distancias de los mismos así como las capacidades de cada banco de
capacitores y su situación técnica operativa. Para lograr una mejor preparación de la
información a utilizar se realizó una recopilación de datos de los circuitos del municipio,
objeto de estudio a partir de las tomas de carga hechas por los recerradores Nu-Lec
instalados.
2.1.1 Descripción de las principales características de cada subestación de
Placetas
La importancia de una subestación depende de la función que realiza dentro del sistema,
obedeciendo a la necesidad específica para la que haya sido diseñada y
construida. Su componente principal lo constituye el transformador alrededor del cual se
colocan y operan toda una serie de equipos y dispositivos que complementan y facilitan
la función de los mismos, por lo que su costo dependerá en gran medida de la
complejidad y función de los mismos. El mayor número de ellas tiene como objetivo
CAPITULO II: ESTADO ACTUAL DE LAS REDES DE PLACETAS 25
alimentar circuitos radiales, que son los más ampliamente usados, para hacer llegar
la energía hasta los consumidores (Warren, 2010).
Subestación Placetas 110 kV: Está ubicada en la parte sur de la ciudad, tiene un
transformador de 25 MVA. Se alimenta por una vía desde Santa Clara 110 kV y por la
otra por Tuinicu 110 kV, cuenta además con tres salidas alimentando el circuito 1910 que
continua su recorrido hacia las demás subestaciones 33/4.16 kV y 33/13.8kV para
continuar luego hacia Remedios, el 1915 que se dirige hacia Cabaiguan y el 1920 hacia
Fomento su interruptor principal es el 1905. La figura 2.1 muestra un diagrama
monolineal de dicha subestación
Figura 2.1. Subestación Placetas 110/33 kV.
CAPITULO II: ESTADO ACTUAL DE LAS REDES DE PLACETAS 26
Este transformador presenta una relación de transformación de 110/34.5 kV la
demanda máxima promedio de esta subestación en el horario pico es de 26 MVA
con un nivel de cargabilidad de 104 % y la carga promedio del día es 14 MVA lo
que representa el 56 %. Aunque la carga promedio es bastante baja comparada con
la capacidad del transformador en el horario pico el transformador se llega a
sobrecargar en un 4 % además hay que tener en cuenta que en este horario el
grupo electrógeno se conecta para tratar de aliviar la carga de dicho transformador.
La figura 2.2 muestra un gráfico del comportamiento diario de la carga de las
subestación Placetas 110 kV. Donde se puede observar que en horario de carga
máxima este transformador se encuentra sobrecargado y además que el factor de
potencia es bueno ya que existe poca influencia de la potencia reactiva.
Figura 2.2. Comportamiento de la demanda en un dia en Placetas 110 kV.
Subestación Placetas I (figura 2.3). Está ubicada en la parte Oeste de la ciudad tiene
un transformador de 4 MV.A cuenta además con dos salidas alimentando los circuitos
VJ 98 y VJ 99 los cuales cuentan con dos interruptores Nu-Lec, V 462 y V466
respectivamente.
CAPITULO II: ESTADO ACTUAL DE LAS REDES DE PLACETAS 27
Figura 2.3. Subestacion Placetas I.
Este transformador presenta una relación de transformación de 33/4.16 kV. La
demanda máxima promedio de esta subestación en el horario pico es de 4612 kVA
presentando un nivel de cargabilidad de 115 % y su carga promedio es de 2370 kVA
que representa 59 %. Aunque su carga promedio no es significativa en horario pico
presenta una sobrecarga seria de 15%.
Subestación Placetas II (figura 2.4). Está ubicada en la parte Norte de la ciudad, con
dos transformadores de 2.5 MV.A. Cada uno cuenta con una salida alimentando los
circuitos VJ 100 y VK 151, con dos interruptores Nu-Lec V 478 y V 505 respectivamente.
CAPITULO II: ESTADO ACTUAL DE LAS REDES DE PLACETAS 28
Figura 2.4. Subestación Placetas II.
Estos transformadores presentan una relación de transformación de 33/4.16 kV ( VJ
100) y 33/13.8 kV (VK 151).En el caso del circuito VJ 100 tiene un promedio de demanda
máxima en el horario pico de 2585 kVA con un nivel de cargabilidad de 103 % su
carga promedio es 1578 kVA que representa el 63 % mientras que el VK 151 tiene
1019 kVA de carga máxima promedio con un nivel de cargabilidad de 50 % y su
carga promedio es de 392 kVA que representa el 15 %. Mientras el transformador de
33/4,16 kV se encuentra sobrecargado el otro, de 13.8kV esta subcargado ya que este es
uno de los circuitos que se ha convertido hacia 13.8kV.
La subestación Cumbre II (figura 2.5), está ubicada en la parte Sur de la ciudad, tiene un
transformador de 4 MVA cuenta con dos salidas que alimentan los circuitos VK 101 y VK
145 y con dos interruptores Nu-Lec V 334 y V 338 respectivamente.
CAPITULO II: ESTADO ACTUAL DE LAS REDES DE PLACETAS 29
Figura 2.5. Subestación Cumbre II.
Este transformador presenta una relación de transformación de 33/13.8 kV. La
demanda máxima p rom ed io de esta subestación en el horario pico es de 3197 kVA
que representa un nivel de cargabilidad de 79.94 % y su carga promedio de 1409 kVA
que representa el 35 %. Esta subestación es otra de las que se ha convertido hacia
13.8 kV recientemente por lo que los niveles de cargabilidad no son notables.
2.1.2 Análisis de las principales características de cada circuito de la ciudad
En el análisis de los c ircuitos que presenta la ciudad solo se tuvo en cuenta datos
que se consideran imprescindibles para el desarrollo del estudio de la red. Esta
recopilación se realizó con un celaje por cada circuito especificando las características
de sus estructuras, tipo de conductores, banco de transformadores y capacitores. Todos
los circuitos analizados presentan una configuración radial. Dicha configuración ha
sido elaborada a lo largo de las calles, facilitando el acceso a las estructuras.
La ciudad está constituida por un total de 179.35 km de líneas, operando a 13.8 kV
existen 142.01 km para un 79.17 % y a 4.16 kV existen 37.34 km para un 20.82 %. Es
CAPITULO II: ESTADO ACTUAL DE LAS REDES DE PLACETAS 30
importante destacar que una parte de las estructuras de los circuitos que se encuentran
calientes a 4.16 kV están diseñadas para voltajes de 13.8 kV lo cual significa un ahorro
sustancial para una conversión futura de estas líneas a 13.8 kV. En cuanto a la
capacidad instalada se tiene un total de 359 transformadores instalados, lo que arroja un
resultado de 11.96 MVA instalados para alimentar la demanda de la ciudad. De estos
transformadores, 202 operan con un voltaje de 4.16 kV y 157 operan a 13.8 kV.
La figura 2.6 muestra en forma simplificada el esquema de los circuitos de la ciudad que
seguidamente se detallarán.
Figura 2.6. Disposición de los circuitos en la ciudad.
Circuito VJ 98
Este circuito es alimentado desde la subestación Placetas I a 4,16 kV y está ubicado al
suroeste del centro de la ciudad, expandiéndose por 8.8 km de líneas. Su tronco está
construido con conductores del tipo CN 4 y A 35 predominando en los ramales el CN 6 y
A 35. La carga predominante es la tipo residencial aunque contiene algunas cargas
importantes como lo son las mixtas e industriales de algunos talleres, con un total de 46
transformadores que totalizan 1570 kVA instalados. El circuito tiene una demanda
CAPITULO II: ESTADO ACTUAL DE LAS REDES DE PLACETAS 31
máxima de 1590 kVA y representa una cargabilidad de 40 % de la capacidad total del
transformador. Este circuito no presenta bancos de capacitores. En la figura 2.7 se
muestra un gráfico diario de las potencias de este circuito, obtenido del Nu-Lec
apreciándose que este circuito posee dos momentos durante el dia en que la demanda es
bastante significativa, el primer pico es producto de las industrias que laboran en horario
de la mañana y el segundo es el resultado de las viviendas, que son la mayor parte en su
horario de cocina y en el que hay mayor cantidad de personas en las residencias.
Además se observa que la potencia reactiva es muy menor a la activa por lo que el factor
de potencia es bastante aceptable.
Figura 2.7. Comportamiento diario del circuito VJ 98.
Circuito VJ 99
Este circuito es alimentado desde la subestación Placetas I a 4,16 kV. El mismo está
ubicado al noroeste del centro de la ciudad, expandiéndose por 13.6 km de líneas. Su
tronco está construido con conductores del tipo CN 2 y A 70, en sus ramales predomina
el CN 6 y A 35. La carga predominante es la tipo residencial, con un total de 81
transformadores que totalizan 2579 kVA instalados. El circuito tiene una demanda
máxima de 3023 kVA y representa una cargabilidad de 75 % de la capacidad total del
transformador. Tiene un banco de capacitores de 150 Ckvar en servicio.
En la figura 2.8 se muestra un gráfico diario de las potencias de este circuito, obtenido
del Nu-Lec apreciándose que este al igual que el anterior posee dos momentos durante
el dia en que la demanda es bastante significativa y buen factor de potencia pero con la
diferencia de que el primer pico es menor que en el circuito anterior porque hay menor
parte de cargas industriales y como cuenta con mayor cantidad de cargas la curva se ve
más desplazada hacia arriba.
CAPITULO II: ESTADO ACTUAL DE LAS REDES DE PLACETAS 32
Figura 2.8, Comportamiento diario del circuito VJ 99.
Circuito VJ 100
Este circuito es alimentado desde la subestación Placetas II con un voltaje de 4.16 kV
está ubicado al norte del centro de la ciudad, expandiéndose por 15 km de líneas, su
tronco está construido con conductores del tipo A 70 en sus ramales predomina el CN 6.
En él se observa que la carga predominante es la tipo residencial, con un total de 75
transformadores que totalizan 2 4 4 0 kVA instalados. El circuito tiene una demanda
máxima de 2585 kVA y representa una cargabilidad de 104 % de la capacidad total del
transformador. Posee dos bancos de capacitores de 150 Ckvar en servicio En la figura
2.9 se muestra un gráfico diario de las potencias de este circuito, obtenido del Nu-Lec
apreciándose que este al igual que en los anteriores posee dos momentos durante el dia
en que la demanda es bastante significativa, mejor factor de potencia pero con la
diferencia de que el primer pico casi iguala al horario pico ya que en este circuito están
localizadas la mayoría de empresas de prestar servicios en horario de la mañana.
Figura 2.9. Comportamiento diario del circuito VJ 100
CAPITULO II: ESTADO ACTUAL DE LAS REDES DE PLACETAS 33
Circuito VK 151
Este circuito es alimentado desde la subestación Placetas II con un voltaje de 13.8 kV
está ubicado al norte del centro de la ciudad, expandiéndose por 6 .8 km de líneas, su
tronco está construido con conductores del tipo A 70 al igual que en sus ramales
predomina el A 70. La carga predominante es la tipo residencial, con un total de 41
transformadores que totalizan 1 3 2 5 kVA instalados. El circuito tiene una demanda
máxima de 1019 kVA y representa una cargabilidad de 40 % de la capacidad total del
transformador. No cuenta con bancos de capacitores. En la figura 2.10 se muestra un
gráfico diario de las potencias de este circuito, obtenido del Nu-Lec apreciándose que
este posee un solo momento durante el dia en que la demanda es bastante significativa
porque la mayoría de sus cargas son residenciales y en ese horario no hay mucho
consumo en las residencias, cuenta además con un buen factor de potencia.
Figura 2.10. Comportamiento diario del circuito VK 151.
Circuito VK 101
Este circuito es alimentado desde la subestación Cumbre II con un voltaje de 13.8 kV
está ubicado al sur y este de la de la ciudad su transformador de distribución se
encuentra dentro de la misma subestación Placetas 110 kV, expandiéndose por 14.7 km
de líneas, su tronco está construido con conductores del tipo A 70 en sus ramales
predomina el CN 6. En él se observa que la carga predominante es la tipo residencial,
sustentado por un total de 6 0 transformadores que totalizan 2210 kVA instalados. El
circuito tiene una demanda máxima de 2653 kVA y representa una cargabilidad de 40 %
de la capacidad total del transformador. No presenta bancos de capacitores. En la figura
2.11 se muestra un gráfico diario de las potencias de este circuito, obtenido del Nu-Lec
apreciándose que solo posee un momento durante el dia en que la demanda es bastante
CAPITULO II: ESTADO ACTUAL DE LAS REDES DE PLACETAS 34
significativa y un muy buen factor de potencia pero con la diferencia de que en el horario
pico es aumenta mucho el consumo en poco tiempo que es característica las cargas
residenciales de esa zona del municipio.
Figura 2.11. Comportamiento diario del circuito VK 101.
Circuito VK 145
Este circuito es alimentado desde la subestación Cumbre II con un voltaje de 13.8 kV
esta ubicado al sur de la de la ciudad y le da servicio al extremo sur de la ciudad,
expandiéndose por 18 km de líneas, su tronco está construido con conductores del tipo
A 70 y en sus ramales predomina el A 70. La carga predominante es la tipo industrial,
con un total de 2 1 transformadores que totalizan 720 kVA instalados. El circuito tiene
una demanda máxima de 526 kVA y representa una cargabilidad de 13 % de la capacidad
total del transformador. No presenta bancos de capacitores. En la figura 2.12 7 se
muestra un gráfico diario de las potencias de este circuito, obtenido del Nu-Lec
apreciándose que este al igual que el anterior posee dos momentos durante el dia en que
la demanda es bastante significativa y buen factor de potencia pero con la diferencia de
que el primer pico es menor que en el circuito anterior porque hay menor parte de cargas
industriales. Este es un circuito alimenta una zona rural cercana la ciudad que como se
observa su consumo no es muy significativo comparado con los demás circuitos y que
actualmente se esta trabajando en separar su parte rural de la cuidad y alimentarlo con
una pequeña subestación propia 33/13.8 kV debido a que tiene sus líneas de
alimentación muy largas, lo que propicia una gran cantidad de pérdidas.
CAPITULO II: ESTADO ACTUAL DE LAS REDES DE PLACETAS 35
Figura 2.12. Comportamiento de la demanda en un dia del VK 145.
En la Tabla 2.1 se muestran a manera de resumen las potencias nominales de los
transformadores de cada circuito, la demanda máxima de cada uno y el porciento de la
carga.
Tabla 2.1 Demandas máximas de cada transformador de subestación.
CircuitosPotencia Nominal
(kVA)
Demanda
Máxima (kVA)
Porciento de
carga
4.16 kV
VJ 98-VJ 99 4000 4612 115
VJ 100 2500 2585 103
13.8kV
VK 101-VK 145 4000 3179 79
VK 151 2500 1019 40
Como lo demuestra la tabla los transformadores de los circuitos que operan a 4.16 kV en
horario de demanda máxima se encuentran sobrecargados mientras que los que ya
están convertidos a 13.8kV se encuentran subcargados.
2.2 Programas computacionales empleados
Radial (Casas, 2002)
Mediante el uso del Radial se realizó una actualización de los circuitos del municipio
utilizando el tarjetero de la OBE municipal para determinar el estado de las pérdidas así
CAPITULO II: ESTADO ACTUAL DE LAS REDES DE PLACETAS 36
como los niveles de voltaje. Además se analizaron los datos de las reconfiguraciones
correspondientes a ambas variantes así como el comportamiento ante averías.
Diseño (Mier, 2000)
Con el uso de este software se determino de las diferentes ubicaciones posibles cual fue
la mejor desde el punto de vista técnico así como económico ya que permite conocer
dado un circuito en lazo determinado y realizando posibles interconexiones nuevas cual
es la optima variante radial correspondiente así como el costo total de dicha
configuración.
2.3 Estudio de las pérdidas en los circuitos actuales de la ciudad
Al examinar las redes de los circuitos de distribución primarias que corren por la ciudad
de Placetas se manifiesta la existencia de altos niveles de pérdidas producto del bajo
voltaje utilizado en gran parte de los circuitos (4.16 kV). En la tabla 2.2 se muestran las
pérdidas totales de energía obtenidas mediante corridas del programa RADIAL para cada
uno de los circuitos. Donde se aprecia que la mayor parte de las pérdidas las aportan los
circuitos a 13.8kV dado a las malas condiciones de sus redes.
Tabla 2.2 Pérdidas de energía de cada circuito
CircuitosPérdidas totales de energía
(kW·h)
4.16 kV
VJ 98 930
VJ 99 3520
VJ 100 2805
13.8kV
VK 101 1595
VK 145 183
VK 151 614
Total 9647
Haciendo un balance de la energía activa total del municipio a través del Radial se puede
ver en la figura 2.13 que una parte considerable (10 %) son de pérdidas entre
transformadores y líneas.
CAPITULO II: ESTADO ACTUAL DE LAS REDES DE PLACETAS 37
Figura 2.13. Energia activa total de los seis circuitos del municipio.
Clasificando estas pérdidas se puede observar en la figura 2.14 que más de la mitad de
las pérdidas (58 %) las aportan las líneas, gran parte de esa energía que se puede
recuperar trabajado en función de elevar el voltaje de operación y eliminando conductores
sobrecargados.
Figura 2.14. Relación de las pérdidas totales de energia del municipio.
Lo anterior está unido a la configuración radial y extensa de los mismos, a la carencia de
posibilidades de interconexión entre ellos, pues están ramificados de forma que los
troncos de circuitos no siempre ofrecen esta posibilidad sin incorporar en el enlace aún
más pérdida.
La ciudad es compacta en su estructura y ofrece posibilidades para la conversión de 4 a
13 kV, obra que se ejecuta poco a poco. Salta a la vista la opción de eliminar las
subestaciones de 33/4.16 kV y 33/13 kV que coexisten en el sistema en diferentes puntos
CAPITULO II: ESTADO ACTUAL DE LAS REDES DE PLACETAS 38
pero que a su vez provienen de una sola fuente: la red de 110 kV del lazo Santa Clara
Tuinucú, lo que representa otro problema.
La implantación de una subestación 110/13 kV en la ciudad de Placetas podrá establecer
un voltaje uniforme en toda la ciudad desde una fuente única con la utilización de
corredores e interconexiones que brinden la mayor fiabilidad y operación del sistema y
disminuir al máximo las pérdidas del servicio eléctrico. También conseguir como
resultado liberar las líneas de subtransmisión que quedarán como fuentes de suministro
energético y lazos de servicios entre localidades lejanas.
Los anexos del 1 al 5 muestran los diagramas monolineales actuales del municipio
utilizados en la actualización de los correspondientes circuitos del programa Radial y los
anexos del 6 al 11 indican los resultados de las corridas de dicho software empleadas en
la elaboración de los gráficos y tablas mostrados.
2.4 Metodología empleada, variantes analizadas para la ubicación de la nueva
subestación
Como línea trazada se decidió, aprovechando la infraestructura actual del municipio
analizar dos posibles ubicaciones para la nueva subestación 110/13.8 kV.
La primera se ubicó dentro de la actual subestación 110/13.8 kV ya que en este lugar
hay el espacio suficiente y tiene las facilidades de conexión con la línea de 110 kV.
Para la elección de la segunda ubicación se analizaron los lugares posibles de la ciudad
que estuvieran lo más cerca posible de la línea de 110 kV y a la misma vez del centro de
carga de la ciudad y resultaron dos ubicaciones posibles una al sur y la otra al oeste, tal y
como se muestra en la figura 2.15 a partir del programa diseño.
CAPITULO II: ESTADO ACTUAL DE LAS REDES DE PLACETAS 39
Figura 2.15. Posibles ubicaciones de la segunda variante.
Luego de haber seleccionado los dos variantes se procedió a realizar la reconfiguración
de los nuevos circuitos aprovechando la infraestructura existente, cambiando los calibres
necesarios para lograr que no existan líneas sobrecargadas ni nodos con bajo voltaje y
por último se ubicaron las interconexiones entre estos circuitos y se analizaron los
diferentes parámetros de estos en casos de averías o reparaciones.
Capitulo III
CAPITULO III: RECONFIGURACIÓN DE LA RED 41
CAPITULO III
RECONFIGURACIÓN DE LA RED
Para la reconfiguración de la red se necesita que todos los circuitos tengan el mismo
voltaje por lo que se realiza el anisáis a partir de que todos los circuitos estén operando a
13.8 kV.
3.1 Variantes de solución
Para ubicar la subestación se tomaron dos variantes:
1. La de aprovechar la infraestructura existente ubicando la subestación dentro de la
actual Placetas 110 kV que se le denominó variante Cumbre.
2. La de calcular el mejor lugar posible donde cumpliese con los requisitos de estar
cerca de la ciudad y a la vez de la línea de 110 kV. Con esos parámetros se
encontraron dos lugares, uno al oeste y el otro al sur de la ciudad, denominados
variante Oeste y variante Sur.
En el caso de la variante dos, la sur se utilizó el programa Diseño para elegir cual de los
dos lugares fue el más eficiente y a la vez más económico. Al costo dado por el programa
se le adicionó el costo de la construcción del tramo de línea de 110 kV a utilizar ya que el
programa no lo tiene en cuenta. El costo de la línea buscado en la OBE de Placetas es
de 65000 pesos/ km de línea de doble circuito y 45000 pesos/ km de línea simple circuito,
tanto en la variante dos como en la uno se utilizó la configuración siguiente que es más
económica utilizando una línea doble circuito que dos de simple circuito. De modo que si
fallase la alimentación por una vía se continúe abasteciendo la subestación por la otra,
tal como se muestra en la figura 3.1.
Figura 3.1. Configuración a utilizar en la nueva subestación, variante sur.
CAPITULO III: RECONFIGURACIÓN DE LA RED 42
Las figuras 3.2 y 3.3 muestran los resultados del programa Diseño a las posibles
soluciones de las variantes Oeste y Sur de ubicación de las subestaciones.
Figura 3.2. Resultados del programa Diseño para la variante Oeste.
Figura 3.3. Resultados del programa Diseño para la variante Sur.
CAPITULO III: RECONFIGURACIÓN DE LA RED 43
La tabla 3.1 muestra un balance económico de las posibles soluciones de las variantes
de ubicación de las subestaciones.
Tabla 3.1. Resultado de los lugares posibles para la ubicación de la subestación.
Sur Oeste
Costo (Pesos) 924332 723206
Costo tramo 110 kV(Pesos) 84500(1.3 km) 120 250 (1.85 km)
Pérdidas totales (kW) 309 288
Total (Pesos) 1008832 843456
Como se puede apreciar en la variante Oeste es más eficiente y económica ya que
garantiza menores pérdidas a un costo menor y por lo tanto es la escogida para continuar
los cálculos.
3.1.1 Resultados del la variante Oeste
La figura 3.2 muestra como quedó configurada la variante Oeste, el azul es el circuito
norte, el rojo el circuito centro y el negro el circuito sur, los trazos amarillos indican las
nuevas líneas trazadas que en total suman 765 metros.
Figura 3.4. Configuración de los circuitos en la variante Oeste.
CAPITULO III: RECONFIGURACIÓN DE LA RED 44
Analizando esta variante se hizo una cuantificación de las pérdidas de energía en la
nueva configuración, mostrada en la tabla 3.2 que como se aprecia son mucho menores
que las pérdidas actuales.
Tabla 3.2. Potencias y pérdidas en la variante Oeste
CircuitosPérdidas de
energía (%)
Pérdidas de
energía (kW·h)
Norte 3 2519
Centro 2 1257
Sur 3 1774
Además, las pérdidas en líneas son las que más se disminuyen y son las que más
influencia tienen sobre el total de pérdidas, como se muestra en las figuras 3.2 y 3.3.
Figura 3.5. Energía activa total, variante Oeste.
Figura 3.6. Relación de las pérdidas totales de energia, variante Oeste.
CAPITULO III: RECONFIGURACIÓN DE LA RED 45
3.1.2 Resultados del la variante Cumbre
En esta variante se ubica aprovechando la infraestructura actual que ofrece la
subestación Placetas 110 kV. Se corrió esta variante en el programa Diseño mostrado en
la figura 3.7.
Figura 3.7. Resultado de la variante Cumbre en el programa Diseño
Se hizo un estudio económico de esta variante, arrojando los resultados de la Tabla 3.3.
Tabla 3.3. Costo de la variante Cumbre:
Cumbre
Costo (Pesos) 1002678
Costo tramo 110 kV(Pesos) -
Pérdidas totales (kW) 342
Total (Pesos) 1002678
Como se puede observar en la figura 3.8 se trazaron dos salidas de la subestación de
una longitud considerable que son las causantes de que su elevado costo a pesar de que
no se utilizaron tramos de 110 kV. En azul es el circuito Oeste, el rojo el circuito Centro, el
negro el circuito Este y el verde el circuito Cumbre, los trazos amarillos indican las
nuevas líneas trazadas que en total suman 2140 m.
CAPITULO III: RECONFIGURACIÓN DE LA RED 46
Figura 3.8. Configuración de los circuitos en la variante Cumbre
Esta variante también posee grandes disminuciones en la parte de las pérdidas
correspondientes con las líneas, mostrado esto en la tabla 3.4 y en las figuras 3.8 y 3.9.
Tabla 3.4. Potencias y pérdidas en la variante Cumbre
CircuitosPérdidas de
energía (%)
Pérdidas de
energía (kW·h)
Oeste 4 2074
Centro 3 1739
Este 4 2086
Cumbre 3 183
Figura 3.8 Energia activa total, variante Cumbre.
CAPITULO III: RECONFIGURACIÓN DE LA RED 47
Figura 3.9 Relación de las pérdidas totales de energia, Oeste.
3.1.3 Comparación con la configuración actual
En comparación con el estado actual las opciones desarrolladas propician un ahorro
sustancial con respecto a las pérdidas ya que al utilizar 13.8 kV en los tres circuitos que
antes operaban a 4.16 kV, circula menos corriente por sus líneas y por lo tanto habrá
menos pérdidas, además de existir una mejor distribución de las cargas. La tabla 3.4
muestra una comparación de las pérdidas y el ahorro en kW·h de las variantes analizadas
y el estado actual de la red.
Tabla 3.5. Comparación entre las variantes.
Variante Pérdidas (kW·h) Ahorro (kW·h)
Actual 9647 -
Oeste 5550 4097
Cumbre 6082 3565
3.2 Interconexiones creadas
La interconexión entre los circuitos permite una mayor fiabilidad de servicio ya que al
ocurrir una falla o se necesita realizar determinada reparación en una parte de algún
circuito, se aísla esa parte del circuito y el resto se conecta a otro circuito cercano
continuando con el servicio sin ocasionar tantas molestias en los hogares y fabricas.
Las figuras 3.7 y 3.8 muestran puntos donde se ha planteado ubicar las cuchillas para
realizar las interconexiones para las variantes Oeste y Cumbre. Las cuchillas se
conectaron aproximadamente cada 1 MW y se aprovecharon las que ya existían.
CAPITULO III: RECONFIGURACIÓN DE LA RED 48
Figura 3.10. Interconexiones creadas en el variante Oeste.
Figura 3.11. Interconexiones creadas en el variante Cumbre.
CAPITULO III: RECONFIGURACIÓN DE LA RED 49
Variante Oeste.
En esta variante las cuchillas normalmente cerradas son 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 y 10. Las
normalmente abiertas son 10, 11, 12, 13 y 14. Se trató de aprovechar al máximo las que
existían con antelación que son 1, 2, 3, 4, 5, 7 y 8.
Variante Cumbre.
Las cuchillas normalmente cerradas de esta variante son 1, 2, 3, 4, 5, 6, 12 y 14. Las
normalmente abiertas son 7, 8, 9, 10, 11, 12 y 13. Se trató de aprovechar al máximo las
que existían con antelación que son 1, 2, 3,4, 7, 8 y 12.
3.3 Operación en estado de averías o mantenimientos
Los circuitos creados deben garantizar la continuidad de servicio ante las eventualidades
antes mencionadas. Las tablas 3.6 y 3.7 muestran las operaciones a realizar en caso de
averías para las dos variantes analizadas en este trabajo. Cada tramo está delimitado por
las cuchillas que hay en sus extremos. Se analizaron los peores casos posibles que son
en los que se tienen que alimentar el último tramo del circuito por la última sección del
circuito lateral.
Tabla 3.6 Operaciones a realizar en caso de fallas, variante Cumbre
Tramo de la falla Abrir Cerrar
Sub- 1 1 9
1-final 1 -
Sub-2 2 11
2-3 2 y 3 8 ó 10
3-4 3 y 4 9 ó 13
4-final 4 -
Sub-14 14 10
5-6-14 5, 6 y 14 7 y 10
5-7 5 -
6-7 6 -
12-final 12 -
Sub-12 - -
CAPITULO III: RECONFIGURACIÓN DE LA RED 50
Tabla 3.7 Operaciones a realizar en caso de fallas
Tramo de la falla Abrir Cerrar
Sub-9 9 12
7-9 7 y 9 13
7-8 7 y 8 13
8-final 8 -
Sub-10 10 11 ó 12
5-10 5 y 10 12 ó 14
5-6 5 y 6 13
6-final 6 -
Sub-4 4 14
3-14 3 -
2-3-4 3 y 4 14
1-2 2 -
1-fin 1 -
En las peores condiciones los voltajes en los nodos mas críticos son bastante aceptables
constatándose que en estado de fallas o mantenimientos el sistema opera
satisfactoriamente (tabla 3.8). Los porcientos de variaciones de voltaje se calculan
teniendo en cuenta el voltaje en condición normal y ante condición de interconexión.
Tabla 3.8. Voltajes en los peores en los nodos.
Tramo
falladoVariante
Circuito
conectado
Voltaje peor
nodo
% Regulación
de Voltaje
2-3-4 Oeste Centro 7830 V 98
6-5 Oeste Norte 7570 V 95
7-9 Oeste Centro 7510 V 94
6-5-14 Cumbre Centro 7090 V 93
3-4 Cumbre Este 7170 V 94
Sub-1 Cumbre Centro 7227 V 95
CAPITULO III: RECONFIGURACIÓN DE LA RED 51
Los siguientes cambios se realizaron para garantizar la calidad del servicio durante las
interconexiones. En el caso 6-5 de la variante Oeste se cambio el calibre de 289 m de
conductores calibre A 35 por A 70 al circuito Norte, debido a que presentaban
sobrecargas operando al conectársele la última sección del circuito Centro. En 7-9 de la
variante Oeste también se cambio el calibre del tronco 210 m de calibre CN 6 por A 70
debido a la sobrecarga presentada en esos tramos al conectársele el tramo final del
circuito norte. En 3-4 de la variante Cumbre se cambiaron 100 m de calibre CN 6 por A 70
debido a la sobrecarga presentada en ese tramo al conectar la parte final del circuito
Centro a la parte final del circuito Este. En Sub-1 de la variante Cumbre se cambio 330 m
de CN 6 por A 70 que estaban sobrecargados al ser conectada la última parte del circuito
Oeste a la última parte del circuito Centro.
Conclusiones
CONCLUSIONES 53
CONCLUSIONES
Las nuevas configuraciones de los circuitos propician un ahorro considerable de
energía por la disminución de pérdidas que aportan.
La nueva subestación a través de las variantes analizadas puede suministrar
energía a la ciudad satisfactoriamente.
Las variantes posibles de redistribución permiten establecer las cuantías de
gastos y establecer las consideraciones a tener en cuenta de modo que dan paso
a hacer la selección a utilizar según convenga con menos costo de ejecución,
conociendo de antemano los beneficios que el empleo de mayores tensiones de
distribución primarias ofrece.
El sistema se hace más operativo al reducir la cantidad de circuitos; con un
incremento de los índices de fiabilidad, por la introducción de los lazos previstos
de interconexión entre ellos a través de cuchillas. Las partes troncales de circuitos
y ramales deben ser construidas con líneas capaces de llevar la carga en régimen
de averías en el que quedan interconectados con circuitos vecinos.
Los circuitos se pueden interconectar entre si cumpliendo con los parámetros
establecidos.
Recomendaciones
RECOMENDACIONES 55
RECOMENDACIONES
Realizar un amplio estudio económico de los proyectos analizados.
Analizar las nuevas configuraciones a voltajes de distribución más elevados para
mayor disminución en las pérdidas.
Referencias Bibliográficas
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 57
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Anexos
ANEXOS 60
ANEXOS
Anexo 1
Circuito VJ 98
ANEXOS 61
Anexo 2
Circuito VK 151
ANEXOS 62
Anexo 3
Circuito VJ 99
ANEXOS 63
Anexo 4
Circuito VJ 100
ANEXOS 64
Anexo 5
Circuitos VK 101 y VK 145
ANEXOS 65
Anexo 6
Corrida en Radial del circuito VJ 98
ANEXOS 66
Anexo 7
Corrida en Radial del circuito VJ 99
ANEXOS 67
Anexo 8
Corrida en Radial del circuito VJ 100
ANEXOS 68
Anexo 9
Corrida en Radial del circuito VK 151
ANEXOS 69
Anexo 10
Corrida en Radial del circuito VK 101
ANEXOS 70
Anexo 11
Corrida en Radial del circuito VK 145
ANEXOS 71