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INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE M ONTERREY
CAMPUS MONTERREY
DIVISIÓN DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA
PROGRAMA DE GRADUADOS EN INGENIERÍA
Optimización del Proyecto de Conversión de la Red de Distribución
Aérea a Subterránea de Xicotepec de Juárez.
TESIS
PRESENTADA COMO REQUISITO PARCIAL PARA OBTENER EL GRADO
ACADÉMICO DE:
MAESTRO EN CIENCIAS EN INGENIERÍA ENERGÉTICA
ELABORADA POR:
JOSÉ JUÁREZ FERRER
MONTERREY, N. L. DICIEMBRE DE 2008
ii
INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE M ONTERREY
CAMPUS MONTERREY
DIVISIÓN DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA
PROGRAMA DE GRADUADOS EN INGENIERÍA
Los miembros del Comité de Tesis recomendamos que la presente Tesis del Ingeniero José
Juárez Ferrer sea aceptada como requisito parcial para obtener el grado académico de:
Maestro en Ciencias en Ingeniería Energética
Especialidad en Eléctrica
Comité de Tesis:
______________________________ M. C. Enrique Luís Cervantes Jaramillo
Asesor
______________________________ ____________________________ Dr. Armando Rafael Llamas Terrés Dr. Federico Angel Viramontes Brown
Sinodal Sinodal
Aprobado:
_____________________________ Dr. Joaquín Acevedo Mascarúa
Director de Investigación y Posgrado Diciembre, 2008
iv
AGRADECIMIENTOS
A todas las personas que contribuyeron en la elaboración de este documento, en especial a:
Dr. Federico Ángel Viramontes Brown
Dr. Armando Rafael Llamas Terrés
M.C. Enrique Luís Cervantes Jaramillo
Por su valiosa asesoría y enseñanza
A mi familia:
Por su confianza y cariño
A Comisión Federal de Electricidad:
Por el apoyo constante en mi desarrollo profesional.
V
RESUMEN
El objetivo primordial de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) es proporcionar un
servicio de energía eléctrica de calidad a los usuarios, al costo más bajo posible. En la Zona de
Distribución Poza Rica (ZDPR), las instalaciones del sistema de distribución con las que se
cuenta son en su gran mayoría aéreas, lo cual ha sido ocasionado en gran parte debido al alto
costo de la construcción de las instalaciones subterráneas. Anualmente durante los meses de julio
a octubre se presenta en la ZDPR la incidencia de nortes, frentes fríos y con cierta periodicidad
durante los meses de agosto a octubre huracanes sobre las instalaciones eléctricas aéreas; además
de la presencia de contaminación salina por encontrarse cercana a la costa.
Lo anterior provoca que se tenga daños repetitivos en las instalaciones aéreas, altos costos
por mantenimiento preventivo y correctivo, afectación a la continuidad del servicio de energía
eléctrica y deterioro en imagen de la CFE ante los usuarios. Por la problemática expuesta
anteriormente, mediante este trabajo de tesis se pretende implementar en la ZDPR la construcción
de instalaciones subterráneas que sean a un costo óptimo, así como también la optimización en el
costo del proyecto de conversión aéreo a subterráneo, de todas aquellas instalaciones aéreas que
se encuentren próximas al término de su vida útil.
Como resultado de este trabajo de tesis se obtuvo un proyecto que tan solo es superior en
costo en un 35 % con respecto a la construcción en un sistema aéreo y con un 34 % menos del
costo de la opción subterráneo base, logrando de esta forma optimizar los costos del proyecto
subterráneo al minimizar las instalaciones de la opción subterráneo base, la cual se proyecta con
sobredimensionamiento en las instalaciones siguientes: Ductos de reserva en media tensión,
ductos de reserva en baja tensión, cantidad de conductor de reserva en media y baja tensión,
registros de media y baja tensión adicionales, registros con base para transformadores de
pedestal, conectores múltiple de media tensión con vías adicionales y el trazo innecesario de la
instalaciones, todo lo cual provoca que el proyecto sea costoso.
VI
ÍNDICE
Capítulo Página DEDICATORIA. III
AGRADECIMIENTOS. IV RESUMEN. V 1. INTRODUCCIÓN 1
1.1 Descripción de la Zona de Distribución Poza Rica. 1
1.2 Definición del problema. 4
1.3 Objetivo. 8
1.4 Alcance. 8
1.5 Metodología. 9
1.5.1 Obtención de información. 9
1.5.2 Análisis de la información. 10
1.5.3 Propuesta de proyecto. 10
2. CONFIABILIDAD EN UN SISTEMA AÉREO Y EQUIPOS QU E 11
CONSTITUYEN UN SISTEMA SUBTERRÁNEO
2.1 Costos por interrupción del servicio eléctrico al usuario y energía dejada de 12
vender en un sistema aéreo.
2.1.1 Valor para el usuario de la disponibilidad de la potencia. 12
2.1.2 Valor de la confiabilidad y el costo para tenerla. 12
2.1.3 Costo de las interrupciones. 15
2.2 Costos por mantenimiento normal y en desastres del sistema eléctrico aéreo. 16
2.3 Equipos a utilizar en un sistema subterráneo. 18
2.3.1 Tipos de sistemas aplicables a instalaciones subterráneas. 18
2.3.2 Tipos de configuraciones aplicables a instalaciones subterráneas. 20
2.3.2.1 Media tensión. 20
2.3.2.2 Baja tensión. 25
2.3.3 Descripción de equipos a utilizar en un sistema subterráneo. 27
2.3.3.1 Transformador tipo pedestal. 27
2.3.3.2 Seccionador tipo pedestal. 29
2.3.3.3 Registro de baja tensión en banqueta tipo 1. 30
VII
2.3.3.4 Registro de baja tensión en arroyo tipo 1. 30
2.3.3.5 Registro de baja tensión en banqueta tipo 2. 31
2.3.3.6 Registro de baja tensión en arroyo tipo 2. 31
2.3.3.7 Registro de baja tensión cruce de calle tipo 1. 32
2.3.3.8 Registro de baja tensión cruce de calle tipo 2. 33
2.3.3.9 Registro de baja tensión en banqueta para servicios compartidos 33
Tipo 1.
2.3.3.10 Registro de baja tensión en arroyo para servicios compartidos 34
Tipo 1.
2.3.3.11 Registro de baja tensión en banqueta para servicios compartidos 34
Tipo 2.
2.3.3.12 Registro de baja tensión en arroyo para servicios compartidos 35
Tipo 2.
2.3.3.13 Registro de media tensión tipo 3 en terreno normal. 35
2.3.3.14 Registro de media tensión tipo 3 en terreno con nivel freático 36
muy alto o rocoso.
2.3.3.15 Registro de media tensión tipo 4 en terreno normal. 36
2.3.3.16 Registro de media tensión tipo 4 en terreno con nivel freático 37
muy alto o rocoso.
2.3.3.17 Registro de media tensión tipo 4 con tapa cuadrada. 38
2.3.3.18 Conector múltiple en media tensión. 39
2.3.3.19 Terminal termocontráctil de media tensión. 39
2.3.3.20 Conector múltiple para baja tensión. 40
2.3.3.21 Indicador de falla. 40
2.3.3.22 Ductos. 41
2.3.3.23 Conectores aislados separables. 43
2.3.3.24 Cables de potencia. 44
3. DESARROLLO DEL PROYECTO 47
3.1 Levantamiento de la red actual. 47
3.2 Obtención de las pérdidas del sistema aéreo. 48
3.3 Cálculo de los conductores de baja y media tensión del proyecto optimizado. 49
3.3.1 Cálculo de los conductores de baja tensión. 49
VIII
3.3.2 Cálculo del conductor primario para el sistema monofásico 1f-2h 23 kV 50
subterráneo.
3.4 Selección de materiales y equipos a utilizar en el proyecto optimizado. 51
3.5 Elaboración de opciones de proyecto. 52
3.5.1 Proyecto aéreo. 52
3.5.2 Proyecto base subterráneo. 54
3.5.3 Proyecto optimizado subterráneo. 56
3.5.3.1 Plano de obra civil. 56
3.5.3.2 Plano del sistema de media tensión. 57
3.5.3.3 Plano del sistema de baja tensión. 58
3.5.3.4 Plano del área de influencia del transformador E3. 59
3.5.3.5 Plano de distribución de acometidas para usuarios alimentados en 60
baja y media tensión.
3.6 Obtención de pérdidas del sistema subterráneo propuesto optimizado. 61
3.7 Obtención del presupuesto de las opciones del proyecto. 62
3.8 Evaluación económica del proyecto y selección de la mejor 63
alternativa.
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 69
4.1 Conclusiones. 69
4.2 Recomendaciones. 70
BIBLIOGRAFÍA 71
IX
INDICE DE FIGURAS Número Descripción Página 1.1 Ubicación geográfica de la zona de distribución Poza Rica, de la división de 2
distribución oriente, de la comisión federal de electricidad.
1.2 Cantidad de línea aérea y subterránea instalada al 2008 en la zona Poza Rica. 4
1.3 Incidencia de tormentas y huracanes en la zona Poza Rica período 1998-2007. 5
1.4 Trayectoria del Huracán Lorenzo en la zona Poza Rica septiembre 2007. 6
1.5 Tiempo de interrupción anual normal y con contingencia del servicio. 7
eléctrico a los usuarios en el período 1998-2007 en la zona Poza Rica.
2.1 El costo para los usuarios de la confiabilidad. 12
2.2 El costo para el suministrador de la confiabilidad. 13
2.3 Suma de los dos costos formando una curva de costo total contra confiabilidad. 14
2.4 Daños en la línea secundaria del área de distribución Xicotepec. 16
2.5 Configuración en anillo operación radial con una fuente de alimentación. 20
2.6 Configuración en anillo operación radial con dos fuentes de alimentación, 21
conectando las fuentes a un mismo equipo o accesorio de la red.
2.7 Configuración en anillo operación radial con dos fuentes de alimentación, 22
conectando las fuentes a diferentes equipos o accesorios de la red
2.8 Configuración en anillo operación radial con tres fuentes de alimentación, 23
conectando las fuentes a un mismo equipo de la red
2.9 Sistema de alimentación selectiva con dos fuentes de alimentación. 24
2.10 Sistema de alimentación radial en media tensión. 24
2.11 Sistema de configuración radial en baja tensión. 25
2.12 Transformador pedestal tipo radial. 28
2.13 Transformador pedestal tipo anillo. 28
2.14 Seccionador tipo pedestal. 29
2.15 Registro de baja tensión en banqueta tipo 1. 30
2.16 Registro de baja tensión en arroyo tipo 1. 30
2.17 Registro de baja tensión en banqueta tipo 2. 31
2.18 Registro de baja tensión en arroyo tipo 2. 31
2.19 Registro de baja tensión cruce de calle tipo 1. 32
2.20 Registro de baja tensión cruce de calle tipo 2. 33
X
2.21 Registro de baja tensión en banqueta para servicios compartidos tipo 1. 33
2.22 Registro de baja tensión en arroyo para servicios compartidos tipo 1. 34
2.23 Registro de baja tensión en banqueta para servicios compartidos tipo 2. 34
2.24 Registro de baja tensión en arroyo para servicios compartidos tipo 2. 35
2.25 Registro de media tensión tipo 3 terreno normal. 35
2.26 Registro de media tensión tipo 3 en terreno freático muy alto o rocoso. 36
2.27 Registro de media tensión tipo 4 en terreno normal. 36
2.28 Registro de media tensión tipo 4 en terreno con nivel freático muy alto o 37
rocoso.
2.29 Registro de media tensión tipo 4 con tapa cuadrada. 38
2.30 Conector múltiple en media tensión de 4 vías. 39
2.31 Terminal termocontráctil. 39
2.32 Conector múltiple para baja tensión. 40
2.33 Indicador de falla. 40
2.34 Tubo polietileno alta densidad corrugado (PAD). 41
2.35 Tubo polietileno alta densidad liso (PAD). 42
2.36 Conectores tipo codo de 600 A. 43
2.37 Conectores tipo codo de 200 A. 43
2.38 Cable aislado de baja tensión. 44
2.39 Cable aislado de media tensión. 45
3.1 Instalaciones actuales aéreas del área del proyecto subterráneo. 47
3.2 Propuesta del proyecto aéreo. 53
3.3 Propuesta de proyecto base subterráneo. 55
3.4 Obra civil de la propuesta optimizada subterránea. 56
3.5 Obra de media tensión de la propuesta optimizada subterránea. 57
3.6 Instalación de baja tensión de la propuesta optimizada subterránea. 58
3.7 Área de influencia del transformador E3 del proyecto optimizado subterráneo. 59
3.8 Acometidas secundarias y primarias subterráneas del proyecto optimizado 60
subterráneo.
3.9 Flujos en condición de servicio normal. 64
3.10 Flujos en condición de contingencia anual. 66
3.11 Flujos en condición de contingencia extraordinaria. 68
XI
INDICE DE TABLAS Numero Descripción Página 1.1 Principales municipios y poblaciones de la zona de distribución Poza Rica 1
1.2 Datos básicos de la zona de distribución Poza Rica. 3
2.1 Costos por mantenimiento normal y desastres en la red de distribución de 17
la zona de distribución Poza Rica en el período 2005-2007.
2.2 Costos por mantenimiento normal y desastres en el área del proyecto subterráneo,
en el período 2005-2007. 17
2.3 Ventajas y desventajas de las configuraciones de baja y media tensión 26
en sistemas subterráneos.
3.1 Regulación y pérdidas de potencia de la red aérea actual. 48
3.2 Relación de conductores de baja tensión del proyecto optimizado. 49
3.3 Regulación y pérdidas de potencia de la red del proyecto aéreo. 52
3.4 Caída de tensión y pérdidas de potencia proyecto base subterráneo. 54
3.5 Caída de tensión y pérdidas en los transformadores de la red subterránea 61
propuesta optimizada.
3.6 Presupuesto de las opciones de proyecto. 62
3.7 Resultados de la evaluación económica de las opciones del proyecto en $/Año, en 63
condición normal.
3.8 Resultados de la evaluación económica de las opciones del proyecto en VP, en 64
condición normal.
3.9 Resultados de la evaluación económica de las opciones del proyecto en $/Año, en 65
condición de contingencia anual.
3.10 Resultados de la evaluación económica de las opciones del proyecto en VP, en 66
condición de contingencia anual.
3.11 Resultados de la evaluación económica de las opciones del proyecto en $/Año, en 67
condición de contingencia extraordinaria.
3.12 Resultados de la evaluación económica de las opciones del proyecto en VP, en 68
condiciones de contingencia extraordinaria.
3.13 VP del costo total de la evaluación económica de las tres opciones del proyecto. 69
1
1. INTRODUCCIÓN
1.1 DESCRIPCIÓN DE LA ZONA DE DISTRIBUCIÓN POZA RIC A.
La Zona de Distribución Poza Rica (ZDPR) pertenece a la División de Distribución Oriente
(DDO), de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), se encuentra situada al norte del estado de
Veracruz, atiende usuarios de las poblaciones de los estados de Veracruz y Puebla. En la Tabla 1.1
se enuncian los municipios y principales poblaciones que atiende la ZDPR y en la Fig. 1.1 se
presenta su ubicación geográfica.
Tabla 1.1 Principales Municipios y Poblaciones de la Zona de Distribución Poza Rica.
ESTADO MUNICIPIO POBLACIÓN
POZA RICA POZA RICA, TRES FLORES
COATZINTLA COATZINTLA, TRONCONES, CORRALILLOS, LA LAJA, LA ORTIGA
TIHUATLÁN SAN MUGUEL MECATEPEC, EL PALMAR,,PLAN DE AYALA, TOTOLAPA,
PAPANTLA PAPANTLA, EL VOLADOR, ZOMBRERETE, CARISTAY, CARRIZAL,
CAZONES CAZONES DE HERRERA, LA UNION, LA ENCANTADA, CABELLAL, LA BARRA
TUXPAN TUXPAN, SANTIAGO DE LA PEÑA, COBOS, SAN MARCOS, LINDERO.
TAMIAHUA EL IDOLO, FCO. I MADERO, EL AGUACATAL, MAJAHAU
CHICONTEPEC CHICONTEPEC, SASALTILA, AHUATENO, IXCACUATITLA, AHUIMOL.
TANTOYUCA LA ESPERANZA, STA. CLARA, SAN JERONIMO, SANTA RITA.
CERRO AZUL CERRO AZUL, JUAN FELIPE, TAMALINILLO, FRACCIONAMIENTO EL SACRIFICIO
TEMAPACHE EL MANTE, TEMAPACHE, CHALAHITE, POTRERO DE LLANO, ALAZAN.
G. ZAMORA G. ZAMORA, SANTA ROSA EL COCO, LOMAS CHICAS, EL OJITE.
TECOLUTLA TECOLUTLA, CAÑADA RICA, 5 DE MAYO, BOCA DE LIMA, PASO REAL.
ÁLAMO ALAMO TEMAPACHE, MONTES DE OCA, LA UNION, JARDIN VIEJO.
CASTILLO DE TEAYO LIMA VIEJA, AMERICA CHICA, PALMA NUEVA TEAYO, STA CRUZ TEAYO
IXHUATLÁN DE MADERO IXHUATAN DE MADERO, LLANO DE ENMEDIO, COATAL, ZAPOTAL.
VERACRUZ
COYUTLA LOMAS DE COYUTLA, COYUTLA, CRUZ VERDE, SAN ANDRESITO.
XICOTEPEC XICOTEPEC DE JUAREZ, ATEQUEXQUITLA XICOTE, GILBERTO CAMACHO
PANTEPEC TLAXCALANTONGO, OCOMANTLA, AHUXINTITLA, EL TEPETATE, EL JONOTE
ZIHUATEUTLA LA LAGUNA, ZIHUATEUTLA, TENANGUITO, LA FLORIDA, TRANCA DE FIERRO
TLAOLA TLAOLA, YETLA, TLALTEPANGO, CUTZONTIPA, XALTEPUXTLA
FCO. ZETA MENA LA MINA, LA ESPERANZA, PLAN DE ARROYO, CERRO LABERINTO.
PUEBLA
VENUSTIANO CARRANZA VENUSTIANO CARRANZA, VILLA LAZARO CARDENAS, LAS PALMITAS.
2
PUEBLA
OAXACA
ZONA TEZIUTLAN
ZONA
ZONA PAPALOAPAN ZONA
LOS TUXTLAS
ZONA COATZACOALCOS
ZONA XALAPA
ZONA CORDOBA
GOLFO DE MEXICO GOLFO DE MEXICO
ZONA ZONA POZA RICA
ORIZABA ZONA VERACRUZ
ZONA XALAPA
ZONA CORDOBA ZONA VERACRUZ
ZONA XALAPA
ZONA CORDOBA
GOLFO DE MEXICO GOLFO DE MEXICO
ZONA VERACRUZ
ZONA XALAPA
ZONA CORDOBA
UBICACIÓN GEOGRÁFICA
En la Fig. 1.1 se presenta la zona geográfica de distribución Poza Rica, de la División de
Distribución Oriente, de la Comisión Federal de Electricidad.
Figura. 1.1 Ubicación Geográfica de la Zona de Distribución Poza Rica, de la División de
Distribución Oriente, de la Comisión Federal de Electricidad.
3
La ZDPR atiende una superficie de 12 750 km², alimenta al mes de julio del 2008 un total de
368 348 usuarios, de los cuales 366 893 son en baja tensión, 1 449 en media tensión y 6 en alta
tensión. Por medio de 8 áreas de distribución, 13 agencias comerciales, 17 subestaciones,
360.1MVA de capacidad instalada, 204,4MW de demanda máxima coincidente, 27 líneas de alta
tensión y 67 circuitos de distribución. En la Tabla 1.2 se presentan los datos básicos de la zona de
distribución Poza Rica al mes de julio de 2008.
Tabla 1.2 Datos Básicos de la Zona de Distribución Poza Rica
Número de subestaciones 17
Número de bancos de transformación20
Capacidad de transformación en subestaciones360.1
Número de líneas de AT 27Longitud de líneas de AT 701.64
Número de Circuitos de media tensión 67
Longitud de líneas aéreas en media tensión5653.00
Longitud de líneas subterráneas en media tensión km 13
Número de transformadores MT/BT red aérea de distribución CFE 14682
Número de transformadores MT/BT red subterránea de distribución CFE 54
Longitud de línea aérea en BT 4415.00Longitud de línea subterránea en BT km 3.6
Superficie geográfica atendida 12700 KM 2
Número de usuarios en AT y MAT 6Número de usuarios en MT 1449Número de usuarios totales 368343
Demanda máxima coincidente en subestaciones de distribución mw 204.42
Tasa de crecimiento de usuarios 2002-2007 3.70Tasa de crecimiento de demanda 2008-2017 3.30
Agencia comerciales 13Areas de distribucion 8
DATOS BASICOS ZONA POZA RICA JULIO 2008
4
*
LINEA AEREA Y SUBTERRÁNEA ZDPR 2008
KM
0500
1000150020002500300035004000450050005500600065007000
SISTEMA AEREO 5653 4415SISTEMASUBTERRANEO
13 3,6
LINEA MEDIA TENSION KM
LINEA BAJA TENSION KM
1.2 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA.
En la ZDPR las instalaciones del sistema de distribución con las que se cuenta son en su
gran mayoría aéreas. Actualmente se tienen 5 653 km de líneas aéreas de media tensión (99,77%),
4 415 km de líneas aéreas de baja tensión (99,91%), 13 km de líneas subterráneas trifásicas de
media tensión (0,23%), 3,6 km de líneas subterráneas monofásicas de baja tensión (0,09%). En la
Fig. 1.2 se presenta un diagrama de barras comparando la cantidad de línea aérea y subterránea en
media y baja tensión actualmente instalada en la ZDPR. Esto ha sido ocasionado por una parte
debido al alto costo de la construcción de las instalaciones subterráneas y por otra parte debido a
que por tratarse de una región petrolera, existen ductos subterráneos de la empresa Petróleos
Mexicanos en la mayor parte del centro de las ciudades a las cuales la ZDPR les proporciona el
servicio de energía eléctrica [13].
Figura 1.2 Cantidad de línea aérea y subterránea instalada al 2008 en la Zona Poza Rica.
5
AFECTACION DE LA ZDPR POR TORMENTAS Y HURACANES PER IODO 1998-2007 CANTIDAD DE
HURACANES
0
1
2
3
4
5
HURACAN 0 0 0 0 0 0 0 1 0 2
TORMENTA TROPICAL 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Cada año durante los meses de julio a octubre se presenta en la ZDPR la incidencia de
nortes y frentes fríos con velocidades del viento superiores a los 80 km/h y con cierta periodicidad
durante los meses de agosto a octubre huracanes sobre las instalaciones eléctricas aéreas; además
de la presencia de contaminación salina por encontrarse cercana a la costa, En la Fig. 1.3 se
presenta el historial de tormentas y huracanes que se presentaron en la ZDPR durante el período
de 1998-2007. Lo anterior provoca que se tengan daños repetitivos en las instalaciones aéreas,
altos costos por mantenimiento preventivo y correctivo, afectación a la continuidad del servicio de
energía eléctrica y deterioro en la imagen de la CFE ante los usuarios [18].
Figura 1.3 Incidencia de Tormentas y Huracanes en la Zona Poza Rica período 1998-2007.
6
En la Fig. 1.4 se presenta la trayectoria del huracán Lorenzo que impacto la zona de
distribución Poza Rica en septiembre de 2007.
Figura 1.4 Trayectoria del Huracán Lorenzo en la ZDPR Septiembre de 2007.
7
Tiempo de Interrupción por Usuario Comparativo Anua l Minutos/Usuario
0200400600800
100012001400160018002000220024002600280030003200
Norm al 141.6 145.5 105.9 105.1 102.2 94.76 91.41 90.02 85.86 79.38
Con Contingencia. 194.7 3167 107.3 110.7 104.8 103.2 91.64 167.3 94.41 1029
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
En la Figura 1.5 se presenta el tiempo de interrupción por usuario (TIU), anual normal y con
contingencia del servicio eléctrico a los usuarios en el período 1998-2007, en la ZDPR. En el año
de 1999 se presentó la inundación de la ZDPR debido a las intensa lluvias, la cual provocó el
mayor tiempo de interrupción del servicio eléctrico en la década 1998-2007, en el 2005 se vio
afectada la ZDPR por el huracán Stan, en el año 2006 por los frentes fríos 13 y 51, y en el año
2007 por el frente frío del 20 de julio y los huracanes Dean y Lorenzo; siendo los dos últimos
huracanes que han impactado mas severamente a las instalaciones durante los últimos años [13].
.
Figura 1.5 Tiempo de interrupción anual normal y con contingencia del servicio eléctrico a los usuarios en el período 1998-2007 en la Zona Poza Rica.
8
1.3 OBJETIVO.
El objetivo del presente trabajo de tesis es la obtención de un proyecto optimizado que le
permita a la CFE obtener una economía en sus conversiones futuras del sistema eléctrico aéreo a
sistema subterráneo, de sus instalaciones de media y baja tensión. El trabajo es de aplicación
específica para las condiciones particulares de la ZDPR. minimizando las instalaciones aéreas que
proporcionan servicio a los usuarios, las afectaciones provocadas por los vientos de los nortes que
impactan continuamente a la ZDPR, las cuales provocan que se efectúen reparaciones o
reconstrucciones repetitivas sobre las mismas instalaciones, repercutiendo en pérdidas económicas
[1, 2, 4, 7, 16].
1.4 ALCANCE.
El alcance del presente trabajo de tesis pretende su aplicación en las instalaciones aéreas de
media y baja tensión con las que cuenta la red de distribución de la ZDPR, aunque para fines
prácticos en esta tesis se tratará un proyecto optimizado sobre un área especifica de la población
de Xicotepec de Juárez Puebla; la cual se encuentra al final de su vida útil, siendo frecuentemente
afectada por lluvias y fue impactada por el huracán Dean en el año 2007.
Cuando se proyecta una instalación subterránea deben considerarse las instalaciones
existentes de otros servicios que pueden entrar en conflicto con el proyecto, a fin de evitar
contratiempos en su construcción que modifiquen sustancialmente el mismo; además supervisar
durante todo el proceso de construcción la mano de obra, ya que es en este punto donde se genera
la mayoría de las causas de falla en las instalaciones, así como también los aspectos operativos
que son muy importantes de considerar, debido a que el personal de mantenimiento es el que
recibe y opera las instalaciones, y es el que se enfrenta a los problemas cuando las instalaciones
fallan o se requiere efectuar un mantenimiento.
9
1.5 METODOLOGÍA. El proyecto será realizado aplicando la siguiente metodología
1.5.1 OBTENCIÓN DE INFORMACIÓN.
La información requerida para llevar a cabo el proyecto es la siguiente:
a) Levantamiento de las instalaciones actuales de la red a considerar en el proyecto [3].
b) Costos de interrupción e insumos para la evaluación económica del proyecto
[2, 3, 5, 7, 11, 13, 16, 17].
c) Pérdidas del sistema aéreo existente [2, 17].
d) Conductores requeridos para el sistema de media y baja tensión [1, 7, 8, 9, 10, 16].
e) Materiales y equipos a instalarse [1].
f) Proyecto integral del área a considerar [4].
g) Pérdidas del sistema subterráneo propuesto [16].
h) Presupuesto de las opciones del proyecto [13].
i) Evaluaciones económicas del proyecto [5,13].
j) Selección de la mejor alternativa [5,13].
10
1.5.2 ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN.
Una vez obtenida la información se efectuará su revisión y análisis para poder integrar las
opciones del proyecto correspondiente.
1.5.3 PROPUESTA DE PROYECTO
Se propondrán los siguientes tres proyectos, cada uno con su correspondiente presupuesto y
evaluación económica:
a) Proyecto Aéreo: Se realiza con la finalidad de obtener el costo comparativo con el
sistema subterráneo, se considera en el proyecto la nueva construcción aérea de la
infraestructura requerida para suministrar el servicio de energía eléctrica a los usuarios del
área del proyecto.
b) Proyecto Subterráneo Base: Se realiza con la finalidad de obtener el costo comparativo
con el sistema aéreo y el sistema subterráneo optimizado, se considera en el proyecto la
construcción subterránea sobredimensionada de la infraestructura requerida para suministrar
el servicio de energía eléctrica a los usuarios del área del proyecto. En este proyecto se
considera instalar ductos de reserva en media y baja tensión, máxima cantidad de conductor
de reserva en media y baja tensión, registros de media y baja tensión adicionales, lo que
provoca que el proyecto sea costoso.
c) Proyecto Subterráneo Optimizado: Se realiza con la finalidad de obtener el costo
comparativo con el sistema aéreo y el sistema subterráneo base, se considera en el proyecto
la construcción subterránea óptima de la infraestructura requerida para suministrar el
servicio de energía eléctrica a los usuarios del área del proyecto.
11
2. CONFIABILIDAD EN UN SISTEMA AÉREO Y EQUIPOS QUE CONSTITUYEN UN SISTEMA SUBTERRÁNEO.
La confiabilidad es el término que normalmente se aplica al significado de la continuidad
del servicio de energía eléctrica que se proporciona a los usuarios. Existen dos parámetros para
medir la confiabilidad los cuales son la frecuencia y la duración de la falla. La confiabilidad del
servicio a los usuarios es uno de los factores principales que se utilizan para evaluar que tan bien
el suministrador esta efectuando su trabajo, el suministrador debe establecer sus metas apropiadas
de confiabilidad y tomar medidas para planear, dirigir y operar su sistema para llevar a cabo los
niveles marcados de frecuencia y duración de las interrupciones a los usuarios, varios índices de
confiabilidad pueden ser usados para darle un seguimiento a la frecuencia y duración de la
interrupciones de los usuarios.
Los consumidores de la energía eléctrica tienen necesidades definidas con respecto a la
disponibilidad del servicio eléctrico que ellos reciben .La demanda, esta necesidad varia de un
usuario a otro, con la hora del día, con el día de la semana y con la estación del año. A los
usuarios no les interesa que existan interrupciones, variaciones de tensión o la presencia de
armónicas cuando no están usando la potencia.
En la década de los sesentas se inició en la CFE la construcción de sistemas subterráneos de
distribución, con cables de aislamiento seco y transformadores convencionales. A partir de 1970
se introdujo el uso de transformadores tipo sumergible, transformadores tipo pedestal de frente
muerto y los conectores premoldeados separables. En el 2001 se realizó el primer congreso de
especialistas en sistemas subterráneos y en el 2002 en el segundo congreso en sistemas
subterráneos se presentó la actualización de las Normas de Distribución Construcción de Líneas
Subterráneas, con las cuales CFE pretende reducir los costos de construcción con este tipo de
sistemas, sin menoscabo de la confiabilidad que el usuario espera.
12
Valor para el usuario de la Confiabilidad
Baja Alta
Baj
a A
lta
Confiabilidad
Cos
to
2.1 COSTOS POR INTERRUPCIÓN DEL SERVICIO ELÉCTRICO AL USUARIO Y ENERGÍA DEJADA DE VENDER EN UN SISTEMA AÉ REO. 2.1.1 VALOR PARA EL USUARIO DE LA DISPONIBILIDAD DE LA POTENCIA.
La parte central del valor del servicio para el usuario está en la disponibilidad de la potencia
en contraste con el costo. Todas las empresas tienen interés en encontrar un balance entre
confiabilidad y precio. En general se tiene la responsabilidad de construir un sistema que
equilibre la confiabilidad y el costo contra las necesidades de los usuarios. En una distribución
competitiva de potencia hay que encontrar la mejor combinación de calidad y precio [6, 12].
2.1.2 VALOR DE LA CONFIABILIDAD Y EL COSTO PARA TEN ERLA.
Es posible obtener costos causados por las interrupciones: Por ejemplo pérdidas de
alimentos por falta de refrigeración en hogares y centros comerciales, desperdicios e incrementos
de los costos de operación en plantas industriales, daños en los productos causados por las
interrupciones, pérdidas de datos en equipo de cómputo.
En la Fig. 2.1 se representa el valor para el usuario de la confiabilidad del servicio, en
donde si existe una baja confiabilidad del servicio eléctrico por parte del suministrador el costo
para el usuario es alto, debido a que se provoca interrupciones en los procesos del usuario
generando perdidas económicas. En caso contrario, al existir una alta confiabilidad del servicio
eléctrico por parte del suministrador el costo para el usuario es bajo, debido a que son mínimas las
interrupciones en sus procesos.
Figura 2.1 El Costo para los usuarios de la Confiabilidad.
13
En la Fig. 2.2 se representa el costo para el suministrador de la confiabilidad del servicio
hacia el usuario, en donde si existe una baja confiabilidad del servicio eléctrico por parte del
suministrador el costo para proporcionarla es bajo, debido a que no existe la suficiente inversión
en el mantenimiento del equipo y de la infraestructura eléctrica existente; así como también en la
nueva infraestructura. En caso contrario al existir una alta confiabilidad del servicio eléctrico, el
costo por parte del suministrador para proporcionarla es alto, debido a que existe la inversión
necesaria en el mantenimiento del equipo y de la infraestructura eléctrica existente, así como
también en nueva infraestructura.
Figura 2.2 El Costo para el suministrador de la confiabilidad.
Costo de la Confiabilidad para la Empresa
Baja Alta
Baj
a A
lta
Confiabilidad
Cos
to
14
En la Fig. 2.3 se representa el punto óptimo obtenido del equilibrio entre los costos de falla
por las interrupciones del servicio para el usuario y los costos de inversión, operación y
mantenimiento que tiene que efectuar el suministrador para proporcionar el servicio con una
confiabilidad óptima, lo anterior se obtiene debido a que se presenta el mínimo de interrupciones
del servicio eléctrico al usuario.
Figura 2.3 Suma de los dos costos formando una curva de costo total contra confiabilidad.
Los costos incluyen varios niveles de confiabilidad y el costo de construir el sistema en
varios niveles de confiabilidad, obteniendo el costo total de la potencia suministrada a los usuarios
como una función de la confiabilidad. El valor mínimo es el balance óptimo entre los deseos del
usuario de la calidad y la apatía al costo. Generalmente cuando tiene sentido es cuando se aplica
sobre la base del impacto que sufre el usuario por interrupciones, armónicas, variaciones de
tensión, en estos casos es compresivo el costo de la confiabilidad del servicio visto desde el punto
de vista de planeación del sistema eléctrico.
Suma de Costos
Baja Alta
Baj
a A
lta
Confiabilidad
Cos
to
PUNTO ÓPTIMO
15
2.1.3 COSTO DE LAS INTERRUPCIONES.
La confiabilidad de la potencia afecta a la mayoría de los clientes y recibe una gran
atención, la suspensión del servicio con frecuencia se le denomina confiabilidad del servicio, de
todos los factores la interrupción del servicio recibe la mayor atención tanto de la empresa como
de los usuarios.
El costo por interrupción del servicio eléctrico al usuario y energía dejada de vender en un
sistema aéreo obtenido por la Comisión Federal de Electricidad, el cual se aplica en las
evaluaciones económicas de Proyectos es de $15,6 por Kwh. [13].
16
2.2 COSTOS POR MANTENIMIENTO NORMAL Y EN DESASTRES DEL SISTEMA ELÉCTRICO AÉREO.
En un sistema eléctrico es primordial el mantenimiento preventivo y correctivo, en el
sistema aéreo es considerable el gasto por esta causa, debido a que se encuentra expuesto a lo
siguientes factores desfavorables: Contaminación industrial, contaminación salina, incidencia
directa de descargas atmosféricas, impactos vehiculares, vandalismo y fenómenos meteorológicos
de todo tipo. Este gasto es considerable cuando se presentan fenómenos meteorológicos que
causan daños masivos en las instalaciones aéreas. Como un ejemplo de lo anterior, en la Fig. 2.4
se presenta el daño causado en la línea secundaria de un circuito del área de Xicotepec, provocado
por el huracán Dean.
Figura 2.4 Daños en la línea secundaria del Área de Distribución Xicotepec.
17
En la Tabla 2.1 se presentan los costos por mantenimiento normal y desastres en la red de
distribución de la ZDPR en el período 2005-2007 y en la Tabla 2.2 los costos por mantenimiento
normal y desastres en el área del proyecto subterráneo en el período 2005-2007 [13].
Tabla 2.1 Costos por mantenimiento normal y desastres en la red de distribución de la Zona de
Distribución Poza Rica, en el período de 2005-2007.
Tabla 2.2 Costos por mantenimiento normal y desastres en el área del proyecto subterráneo, en el
período de 2005-2007.
2005 2006 2007
10,398,494 9,592,328 9,547,363
6,122,758 1,000,000 137,675,582DESASTRES $
MANTENIMIENTO
NORMAL $
2005 2006 2007
53,004 65,923 87,313
368,015 80,000 1,718,703DESASTRES $
MANTENIMIENTO
NORMAL $
18
2.3 EQUIPOS A UTILIZAR EN UN SISTEMA SUBTERRÁNEO.
En un sistema subterráneo se pretende el uso de materiales y equipos eficientes, que
permitan abatir los costos de tal forma que sea factible efectuar la construcción de obras a un
costo óptimo, con la finalidad de proporcionar una confiabilidad en el servicio de energía eléctrica
a los usuarios. Además que proporcionen la seguridad requerida para el personal que opera el
mismo, como lo es el caso de los transformadores y seccionadores que sean de frente muerto, que
cuenten con equipo de protección, que dispongan de dispositivos de faseo para evitar cualquier
posible maniobra errónea de operación.
2.3.1 TIPOS DE SISTEMAS APLICABLES A INSTALACIONES
SUBTERRÁNEAS.
SISTEMA DE 200 A. Es aquel en el cual la corriente continua en condiciones normales o
de emergencia no rebasa los 200 A. Se utiliza en anillos que se derivan de circuitos troncales de
media tensión 13,2 kV a 34,5 kV aéreos o subterráneos, la configuración siempre será en anillo
operación radial con una o más fuentes de alimentación. En condiciones de operación normal el
anillo estará abierto aproximadamente al centro de la carga o en el punto dispuesto por el centro
de operación. Con el objeto de tener más flexibilidad, se tendrá un medio de seccionalización en
todos los transformadores y derivaciones del anillo. Se diseña con un sistema de neutro corrido
multiaterrizado, los circuitos aéreos que alimentan al proyecto deben ser de 3 fases 4 hilos, el
cable del neutro corrido debe ser de cobre desnudo semiduro o acero recocido con bajo contenido
de carbono, recubierto de cobre, calibre mínimo 2 AWG. El neutro corrido puede quedar alojado
en el mismo ducto de las fases o directamente enterrado. El nivel de aislamiento de los cables
debe ser 100%, el calibre mínimo de las fases debe ser Aluminio 1/0 AWG, la pantalla metálica
del cable aislado debe conectarse solidamente a tierra en todos los puntos donde existan equipos o
accesorios, los cables deben ser alojados en ductos de PVC, polietileno de alta densidad PAD o
polietileno de alta densidad corrugado PADC. Debe dejarse un excedente de cable de una longitud
igual al perímetro del registro o pozo de visita únicamente en donde existan equipos y/o
accesorios, deben utilizarse indicadores de falla de acuerdo a la corriente continua del sistema en
el lado fuente de cada transformador, seccionador o conector múltiple de media tensión. En
ambos lados del punto normalmente abierto deben instalarse apartarrayos de frente muerto [1].
19
SISTEMA DE 600 A. Es aquel en el cual la corriente continua en condiciones normales o
de emergencia rebasa los 200 A, se utiliza en circuitos troncales de media tensión, la
configuración será en anillo o alimentación selectiva, operación radial con una o mas fuentes de
alimentación. En condiciones de operación normal, el anillo estará abierto aproximadamente al
centro de la carga o en el punto dispuesto por el centro de operación. Se diseña con un sistema de
neutro corrido multiaterrizado, los circuitos aéreos que alimentan al proyecto subterráneo deben
ser 3 fases 4 hilos, los circuitos alimentadores subterráneos deben ser de 3 fases 4 hilos. El cable
del neutro corrido, la pantalla metálica del cable aislado, la instalación del cable en los ductos, los
indicadores de falla e instalación de apartarrayos debe tener las mismas características que las del
sistema de 200 A. El nivel de aislamiento de los cables debe ser 100%, El calibre mínimo de las
fases debe ser Aluminio 500 AWG, tratándose de salidas subterráneas de circuitos de media
tensión, desde subestaciones de distribución hacia la transición subterráneo-aéreo, el nivel de
aislamiento de los cables debe ser de 133% [1].
20
2.3.2 TIPOS DE CONFIGURACIONES APLICABLES A INSTALA CIONES
SUBTERRÁNEAS.
2.3.2.1 MEDIA TENSIÓN.
A continuación se describen las configuraciones que se utilizan en la CFE en sistemas
subterráneos de media tensión, en la tabla 2.3 se mencionan las ventajas y desventajas de cada una
[1].
A. Configuración en anillo.
La configuración en anillo es aquella que cuenta con otra trayectoria para proporcionar el servicio
de energía eléctrica.
A.1. Configuración en anillo operación radial con una fuente de alimentación.
La configuración en anillo operación radial con una fuente de alimentación es aquella cuya
configuración es en anillo y que cuenta con una sola fuente de alimentación, opera en forma radial
con un punto normalmente abierto en el centro de la carga, tal como se presenta en la Fig. 2.5
Figura 2.5 Configuración en anillo operación radial con una fuente de alimentación
FUENTE
21
A.2 Configuración en anillo operación radial con dos fuentes de alimentación:
La configuración en anillo operación radial con dos fuentes de alimentación, es aquella cuya
configuración es en anillo y que cuenta con dos fuentes de alimentación, opera en forma radial
con un punto normalmente abierto en el centro de la carga.
A2.1 Conectando las fuentes a un mismo equipo o accesorio de la red. En la Fig. 2.6 se representa un ejemplo de este sistema.
Figura 2.6 Configuración en anillo operación radial con dos fuentes de alimentación. Conectando las fuentes a un mismo equipo o accesorio de la red.
22
A2.2 Conectando las fuentes a diferentes equipos o accesorios de la red. En la Fig. 2.7 se
representa un ejemplo de este sistema.
Figura 2.7 Configuración en anillo operación radial con dos fuentes de alimentación. Conectando las fuentes a diferentes equipos o accesorios de la red.
23
A.3 Configuración en anillo operación radial con tres fuentes de alimentación:
A.3.1 Conectadas las fuentes a un mismo equipo de la red. En la Fig. 2.8 se representa un
ejemplo de este sistema.
Figura 2.8 Configuración en anillo operación radial con tres fuentes de alimentación. Conectando las fuentes a un mismo equipos de la red.
24
A.4 Sistema de alimentación selectiva.
El sistema de alimentación selectiva es un sistema en anillo, de operación radial con dos
fuentes de alimentación que sigue la misma trayectoria, una de las cuales se considera como
preferente y la otra como emergente y utiliza un seccionador con transferencia automática. En la
Fig. 2.9 se representa un ejemplo de este sistema.
Figura 2.9 Sistema de alimentación selectiva con dos fuentes de alimentación. B. Configuración Radial.
La configuración Radial, es aquella que cuenta únicamente con una trayectoria para
proporcionar el servicio de energía eléctrica. En la Fig. 2.10 se representa un ejemplo de este
sistema.
Figura 2.10 Sistema de alimentación radial en media tensión.
25
2.3.2.2 BAJA TENSIÓN.
Se describe la configuración que se utiliza en la CFE en sistemas subterráneos de baja tensión. En la Tabla 2.3 se mencionan sus ventajas y desventajas de cada una.
Configuración radial:
La configuración radial es aquella que cuenta únicamente con una trayectoria para
proporcionar el servicio de energía eléctrica. En la Fig. 2.11 se representa un ejemplo de este
sistema.
Figura 2.11 Sistema de Configuración Radial en baja tensión.
26
Tabla 2.3 Ventajas y desventajas de las configuraciones de baja y media tensión
en sistemas subterráneos.
CONFIGURACION VENTAJAS DESVENTAJAS
ALIMENTAR CON DOS FUENTES, MAYOR CONFIABILIDAD QUE LA
CONFIGURACIÓN EN ANILLO CON UNA FUENTE, MAS ECONÓMICA
QUE LA CONFIGURACIÓN EN ANILLO OPERACIÓN RADIAL CON
TRES FUENTES DE ALIMENTACIÓN
ALIMENTAR EN DOS TRAYECTORIAS, MAS ECONOMICA
QUE LA CONFIGURACIÓN EN ANILLO OPERACIÓN RADIAL CON
DOS FUENTES
DEPENDER DE UNA SOLA FUENTE EN CASO
DE FALLA DE ESTA
MEDIA TENSION
CONFIGURACIÓN RADIAL
MAS ECONÓMICAEN CASO DE FALLAS SE
INTERRUMPE EL SERVICIO
MAS COSTOSA QUE LA ALIMENTACIÓN CON
DOS FUENTES
CONFIGURACIÓN RADIAL
MAS ECONÓMICA QUE EL RESTO DE LAS CONFIGURACIONES EN
MEDIA TENSIÓN
DEPENDE DE UNA SOLA TRAYECTORIA EN CASO DE FALLA DE ESTA SE
INTERRUMPE EL SERVICIO
BAJA TENSION
CONFIGURACIÓN EN ANILO OPERACIÓN RADIAL CON TRES
FUENTE DE ALIMENTACIÓN
SISTEMA DE ALIMENTACIÓN
SELECTIVA
CONTAR CON UNA FUENTE EMERGENTE, CAMBIAR DE ALIMENTACIÓN EN FORMA
AUTOMATICA,MAS CONFIABILIDAD
MAS COSTOSA QUE LA CONFIGURACIÓN EN ANILLO, EN CASO DE FALLA DEL EQUIPO SECCIONADOR SE INTERRUMPE EL
SERVICIO
ALIMENTAR CON TRES FUENTES, MAYOR CONFIABILIDAD QUE LA
CONFIGURACIÓN ANILLO CON DOS FUENTES.
CONFIGURACIÓN EN ANILO OPERACIÓN RADIAL CON UNA
FUENTE DE ALIMENTACIÓN
CONFIGURACIÓN EN ANILO OPERACIÓN RADIAL CON DOS
FUENTE DE ALIMENTACIÓN
MAS COSTOSA QUE LA ALIMENTACIÓN CON
UNA FUENTE
27
2.3.3 DESCRIPCIÓN DE EQUIPOS A UTILIZAR EN UN SISTEMA
SUBTERRÁNEO.
A Continuación se presentan y describen los equipos más comunes que se utilizan en baja y
media tensión en un sistema subterráneo [1].
2.3.3.1 TRANSFORMADOR TIPO PEDESTAL.
Un transformador tipo pedestal es el conjunto formado por un transformador, integrado a un
gabinete totalmente cerrado, en el cual se incluyen accesorios y terminales para conectarse a los
circuitos de distribución subterránea, normalmente este conjunto está destinado para ser montado
en un pedestal, para servicio y operación a la intemperie. Las características sobresalientes de instalación y servicio que posee un transformador tipo
pedestal son las siguientes:
• Requerimiento mínimo de espacio
• Seguridad de maniobras a su alrededor
• Mantenimiento mínimo por contaminación
• Autoprotegido
• Facilidad de restablecimiento después de falla
• Detección de fallas, tanto de lado de la alimentación como de la carga
• Desconexión de la alimentación en forma rápida y segura
• Aspecto estético general agradable
Los lugares más comunes de instalación son fraccionamientos residenciales, tiendas de
autoservicio, centros comerciales y espacios reducidos con proximidades de gente.
Existen dos tipos de transformadores de acuerdo a su sistema de conexión con la línea de
alimentación:
• Conexión radial. • Conexión en anillo.
28
Transformador pedestal tipo radial, En la Figura 2.12 se representa este equipo.
Características particulares del transformador radial:
• tiene tres boquillas en la alta tensión
• poseen un solo seccionador del tipo radial
Figura 2.12 Transformador pedestal tipo radial.
Transformador Pedestal Tipo Anillo. En la Figura 2.13 se representa este equipo, el
transformador puede formar parte de un sistema de alimentación que interconecte varios aparatos
entre sí. La ventaja de este tipo de conexión es que si por alguna razón la alimentación principal
se ve interrumpida, puede transferirse a una fuente de alimentación alterna, lo cual da la ventaja
de tener energizado y funcionando el aparato, mientras es corregida la falla que interrumpió la
alimentación original.
Figura 2.13 Transformador pedestal tipo anillo.
29
El Transformador Pedestal Tipo Anillo tiene las siguientes características que lo distinguen:
• Tiene seis boquillas en la alta tensión.
• Posee un seccionador del tipo anillo y en ocasiones, en serie con uno radial ó dos
seccionadores radiales.
2.3.3.2 SECCIONADOR TIPO PEDESTAL.
Es un equipo que puede contener en total hasta 6 vías de alimentación y derivación, puede
formar parte de un sistema de 200 A o de 600 A como un enlace o seccionamiento y puede
alimentar cargas en media tensión. Además puede contar con vías con protección de disparo
electrónico. El medio aislante puede ser líquido aislante biodegradable y hexafloruro de azufre
(SF6), la extinción del arco eléctrico puede ser con cámaras de interrupción en vacío. En la Fig.
2.14 se representa este equipo.
Figura 2.14 Seccionador tipo pedestal.
30
2.3.3.3 REGISTRO DE BAJA TENSIÓN EN BANQUETA TIPO 1.
Se utiliza para alojar cables y conexiones de baja tensión en redes subterráneas y para
suministrar el servicio eléctrico hasta a cuatro acometidas por medio de conectores múltiple de
baja tensión, la clasificación por el tipo de terreno puede ser normal, freático muy alto y rocoso.
El material con el que están construidos puede ser concreto hidráulico, fibra de vidrio y concreto
polimérico. En la Fig. 2.15 se presenta este tipo de registro.
Figura 2.15 Registro de Baja Tensión en Banqueta Tipo 1. 2.3.3.4 REGISTRO DE BAJA TENSIÓN EN ARROYO TIPO 1.
Se utiliza para alojar cables y conexiones de baja tensión en redes subterráneas y para
suministrar el servicio eléctrico hasta a cuatro acometidas por medio de conectores múltiple de
baja tensión, la clasificación por el tipo de terreno puede ser normal, freático muy alto y rocoso.
El material con el que están construidos puede ser concreto hidráulico. En la Fig. 2.16 se presenta
este tipo de registro.
Figura 2.16 Registro de Baja Tensión en Arroyo Tipo 1.
31
2.3.3.5 REGISTRO DE BAJA TENSIÓN EN BANQUETA TIPO 2.
Se utiliza para alojar cables y conexiones de baja tensión en redes subterráneas y para
suministrar el servicio eléctrico hasta a ocho acometidas por medio de conectores múltiple de baja
tensión, la clasificación por el tipo de terreno puede ser normal, freático muy alto y rocoso El
material con el que están construidos puede ser concreto hidráulico, fibra de vidrio y concreto
polimérico. En la Fig. 2.17 se presenta este tipo de registro.
Figura 2.17 Registro de Baja Tensión en Banqueta Tipo 2. 2.3.3.6 REGISTRO DE BAJA TENSIÓN EN ARROYO TIPO 2.
Se utiliza para alojar cables y conexiones de baja tensión en redes subterráneas y para
suministrar el servicio eléctrico hasta a ocho acometidas por medio de conectores múltiple de baja
tensión, la clasificación por el tipo de terreno puede ser normal, freático muy alto y rocoso El
material con el que están construidos puede ser concreto hidráulico. En la Fig. 2.18 se presenta
este tipo de registro.
Figura 2.18 Registro de Baja Tensión en Arroyo Tipo 2.
32
2.3.3.7 REGISTRO DE BAJA TENSIÓN CRUCE DE CALLE TIPO 1.
Se utiliza para alojar cables y conexiones de baja tensión en redes subterráneas y para
suministrar el servicio eléctrico hasta a cuatro acometidas por medio de conectores múltiples de
baja tensión, es 25 cm más alto que el registro de baja tensión tipo 1. Esto asegura que el ducto
vaya a una profundidad de 80 cm, la clasificación por el tipo de terreno puede ser normal, freático
muy alto y rocoso. El material con el que están construidos puede ser concreto hidráulico. En la
Fig. 2.19 se presenta este tipo de registro.
Figura 2.19 Registro de Baja Tensión Cruce de Calle Tipo 1.
33
2.3.3.8 REGISTRO DE BAJA TENSIÓN CRUCE DE CALLE TIPO 2.
Se utiliza para alojar cables y conexiones de baja tensión en redes subterráneas y para
suministrar el servicio eléctrico hasta a ocho acometidas por medio de conectores múltiples de
baja tensión, es 25 cm más alto que el registro de baja tensión tipo 2. Esto asegura que el ducto
vaya a una profundidad de 80 cm, la clasificación por el tipo de terreno puede ser normal, freático
muy alto y rocoso. El material con el que están construidos puede ser concreto hidráulico. En la
Fig. 2.20 se presenta este tipo de registro.
Figura 2.20 Registro de Baja Tensión Cruce de Calle Tipo 2.
2.3.3.9 REGISTRO DE BAJA TENSIÓN EN BANQUETA PARA SERVICIOS COMPARTIDOS TIPO 1.
Se utiliza para alojar cables y conexiones de baja tensión en redes subterráneas y para
suministrar el servicio eléctrico hasta a cuatro acometidas por medio de conectores múltiple de
baja tensión, además junto a la red de CFE en ductos separados se instala los servicios
compartidos como son el Alumbrado Público, Televisión y Teléfono. La clasificación por el tipo
de terreno puede ser normal, freático muy alto y rocoso. El material con el que están construidos
puede ser concreto hidráulico, fibra de vidrio y concreto polimérico. En la Fig. 2.21 se presenta
este tipo de registro.
Figura 2.21 Registro de Baja Tensión en Banqueta para Servicios Compartidos Tipo 1.
34
2.3.3.10 REGISTRO DE BAJA TENSIÓN EN ARROYO PARA SERVICIOS COMPARTIDOS TIPO 1.
Se utiliza para alojar cables y conexiones de baja tensión en redes subterráneas y para
suministrar el servicio eléctrico hasta a cuatro acometidas por medio de conectores múltiple de
baja tensión, además junto a la red de CFE en ductos separados se instala los servicios
compartidos como son el Alumbrado Público, Televisión y Teléfono. La clasificación por el tipo
de terreno puede ser normal, freático muy alto y rocoso. El material con el que están construidos
puede ser concreto hidráulico. En la Fig. 2.22 se presenta este tipo de registro.
Figura 2.22 Registro de Baja Tensión en Arroyo para Servicios Compartidos Tipo 1.
2.3.3.11 REGISTRO DE BAJA TENSIÓN EN BANQUETA PARA SERVICIOS COMPARTIDOS TIPO 2.
Se utiliza para alojar cables y conexiones de baja tensión en redes subterráneas y para
suministrar el servicio eléctrico hasta a ocho acometidas por medio de conectores múltiple de baja
tensión, además junto a la red de CFE en ductos separados se instala los servicios compartidos
como son el Alumbrado Público, Televisión y Teléfono. La clasificación por el tipo de terreno
puede ser normal, freático muy alto y rocoso. El material con el que están construidos puede ser
concreto hidráulico, fibra de vidrio y concreto polimérico. En la Fig. 2.23 se presenta este tipo de
registro.
Figura 2.23 Registro de Baja Tensión en Banqueta para Servicios Compartidos Tipo 2.
35
2.3.3.12 REGISTRO DE BAJA TENSIÓN EN ARROYO PARA SERVICIOS COMPARTIDOS TIPO 2.
Se utiliza para alojar cables y conexiones de baja tensión en redes subterráneas y para
suministrar el servicio eléctrico hasta a ocho acometidas por medio de conectores múltiple de baja
tensión, además junto a la red de CFE en ductos separados se instala los servicios compartidos
como son el Alumbrado Público, Televisión y Teléfono. La clasificación por el tipo de terreno
puede ser normal, freático muy alto y rocoso. El material con el que están construidos puede ser
concreto hidráulico. En la Fig. 2.24 se presenta este tipo de registro.
Figura 2.24 Registro de Baja Tensión en Arroyo para Servicios Compartidos Tipo 2.
2.3.3.13 REGISTROS DE MEDIA TENSIÓN TIPO 3 EN TERRENO NORMAL.
Se utiliza para alojar por medio de correderas y mensulas cables de energía hasta en 6 ductos
en sistemas de 200A y 3 en 600A, de acuerdo al lugar de su instalación pueden ser en banqueta y
arroyo. El material con el que están construidos puede ser concreto hidráulico. En la Fig. 2.25 se
presenta este tipo de registro.
Figura 2.25 Registro de Media Tensión Tipo 3 Terreno Normal.
36
2.3.3.14 REGISTROS DE MEDIA TENSIÓN TIPO 3 EN TERRENO CON NIVEL FREATICO MUY ALTO O ROCOSO.
Se utiliza para alojar por medio de correderas y mensulas cables de energía hasta en 6 ductos
en sistemas de 200 A y 3 en 600 A, de acuerdo al lugar de su instalación pueden ser en banqueta y
arroyo. El material con el que están construidos puede ser concreto hidráulico. En la Fig. 2.26 se
presenta este tipo de registro.
Figura 2.26 Registro de Media Tensión Tipo 3 en Terreno Freático Muy Alto o Rocoso.
2.3.3.15 REGISTROS DE MEDIA TENSIÓN TIPO 4 EN TERRENO NORMAL.
Se utiliza para alojar por medio de correderas y mensulas cables de energía hasta en 9 ductos
en sistemas de 200 A y 6 en 600 A, de acuerdo al lugar de su instalación pueden ser en banqueta y
arroyo. El material con el que están construidos puede ser concreto hidráulico. En la Fig. 2.27 se
presenta este tipo de registro.
Figura 2.27 Registro de Media Tensión Tipo 4 en Terreno Normal.
37
2.3.3.16 REGISTROS DE MEDIA TENSIÓN TIPO 4 EN TERRENO CON NIVEL FREATICO MUY ALTO O ROCOSO.
Se utiliza para alojar por medio de correderas y mensulas cables de energía hasta en 9 ductos
en sistemas de 200 A y 6 en 600 A, de acuerdo al lugar de su instalación pueden ser en banqueta y
arroyo. El material con el que están construidos puede ser concreto hidráulico. En la Fig. 2.28 se
presenta este tipo de registro.
Figura 2.28 Registro de Media Tensión Tipo 4 en Terreno con Nivel Freático Muy Alto o Rocoso.
38
2.3.3.17 REGISTROS DE MEDIA TENSIÓN TIPO 4 CON TAPA CUADRADA.
Se utiliza en sistemas de 200 A y 600 A para contener conectores derivadores en media
tensión y alimentación para acometidas de media tensión por medio de conectores tipo codo. Se
consideran registros con tapa cuadrada para tener un acceso más seguro para el personal en la
operación de conectores derivadores en media tensión, además aloja por medio de correderas y
mensulas cables de energía hasta en 9 ductos en sistemas de 200 A y 6 en 600 A. El material con
el que están construidos puede ser concreto hidráulico. En la Fig. 2.29 se presenta este tipo de
registro.
Figura 2.29 Registro de Media Tensión Tipo 4 con Tapa Cuadrada.
39
2.3.3.18 CONECTOR MULTIPLE EN MEDIA TENSIÓN.
Es utilizado para efectuar las conexiones de un sistema de 200 A y 600 A de media tensión,
además para alimentar servicios de acometidas en media tensión por medio de conectores tipo
codo, consta hasta de 6 vías que pueden ser combinadas de 200 A y/o 600 A, se instala en
registros primarios con tapa cuadrada o en muretes de media tensión. En la Fig. 2.30 se representa
este equipo.
Figura 2.30 Conector Múltiple en Media Tensión de 4 vías. 2.3.3.19 TERMINAL TERMOCONTRACTIL DE MEDIA TENSIÓN.
Es un accesorio que va a permitir efectuar una transición entre líneas de distribución aéreas
a subterráneas, teniendo como objetivo reducir o controlar los esfuerzos eléctricos que se
presentan en el aislamiento del cable al interrumpir y retirar la pantalla sobre el aislamiento y
proporcionar al cable una hermeticidad. En la Fig. 2.31 se representa este accesorio.
Figura 2.31 Terminal Termo contráctil.
40
2.3.3.20 CONECTOR MULTIPLE PARA BAJA TENSIÓN.
Es un accesorio que permite conectar el conductor de los circuitos secundarios de paso o
remate y las acometidas para servicios de baja tensión, proporcionando un sello hermético, puede
estar formado de 4, 6, 8 y 10 vías. En la Fig. 2.32 se representa este accesorio.
Figura 2.32 Conector Múltiple para Baja Tensión.
2.3.3.21 INDICADOR DE FALLA.
Es un accesorio que permite detectar y localizar fallas de manera simple y efectiva en un
sistema de distribución de potencia, de tal forma que permita un rápido restablecimiento del
servicio al presentarse una falla. En la Fig. 2.33 se representa este accesorio.
Figura 2.33 Indicador de falla.
41
2.3.3.22 DUCTOS.
Son tubos empleado para guiar y contener los cables de acometidas, conductores de baja
tensión y conductores de media tensión utilizados en las instalaciones eléctricas subterráneas,
pueden ser de polietileno de alta densidad PAD y Policloruro de Vinilo PVC.
Tipos de tubos:
Tubo corrugado: tubo con un corte de sección circular completo, con una pared exterior
corrugada y con un recubrimiento interior liso, el corrugado debe ser anular, a este se le conoce
como tipo S. En la figura 2.34 se representa este equipo
Figura 2.34 Tubo Polietileno Alta Densidad Corrugado PAD.
42
Tubos lisos: Tubo con corte de sección circular completo con paredes interior y exterior lisas, En
la figura 2.35 se representa este equipo.
Figura 2.35 Tubo Polietileno Alta Densidad Liso PAD.
Los ductos de polietileno de alta densidad deben contar con las siguientes características:
1. Apariencia:
Las superficies externa e interna deben estar libres de rupturas, agujeros o cualquier defecto
físico, los ductos deben de ser uniformes en todas sus características como: color, espesor y
densidad.
2. Color:
• Para ductos enterrados: Para este tipo de ductos los colores pueden ser de color naranja o
rojo, o bien negros con franjas rojas uniformemente distribuidas en la superficie exterior
del ducto. El ancho mínimo de cada franja debe ser la cuarta parte del diámetro nominal.
• Para ductos en transiciones: Los ductos deben ser de color negro.
3. Estabilidad:
Los ductos deben ser resistentes al ataque de los agentes químicos que se encuentran naturalmente
en los suelos y a los rayos ultravioleta.
4. Compatibilidad:
Los ductos deben ser compatibles con todos los materiales que conforman los accesorios donde
son utilizados.
5. Dimensiones: Sus dimensiones pueden ser desde 1 hasta 4 pulgadas de diámetro.
43
2.3.3.23 CONECTORES AISLADOS SEPARABLES.
Se define como conector aislado separable al sistema completamente aislado, al usado para
efectuar la unión eléctrica de un cable de energía aislado a un aparato eléctrico u otros cables de
energía, o a ambos, de tal manera que la conexión pueda ser establecida o interrumpida
fácilmente, acoplando o separando las partes de unión del conector en la interfase o interfases
operativas.
Conectores tipo codo:
Estos elementos se utilizan para hacer la integración del cable al sistema del conector
aislado separable; de esta forma, hacen posible la interconexión de los cables al equipo como son
transformador, seccionador, interruptor o entre varios cables. En la figura 2.36 se muestran los
Conectores tipo codos de 600A.
Figura 2.36 Conectores tipo codo de 600 A.
Para el nivel de 200 A se tienen codos tanto para operación con carga como para operación
sin voltaje, los cuales se ensamblarán a sus correspondientes insertos. En la Figura 2.37 se
muestran los codos de 200 A.
Figura 2.37 Conectores tipo codo de 200 A.
44
2.3.3.24 CABLES DE POTENCIA.
Los cables para la conducción de electricidad son elementos primordiales en una red de
distribución eléctrica, son sumamente delicados y su diseño debe considerar múltiples factores.
Son aquellos cables usados para la transmisión y distribución de energía eléctrica en grandes
volúmenes. Su objetivo es entregar la energía necesaria a distintas distancias con el mínimo de
pérdidas y caída de tensión [1, 8, 9,10, 14].
En la Figura 2.38 se muestra un cable de baja tensión.
Componentes de Cable de Baja Tensión:
• Conductor: establece el camino para el paso de la corriente eléctrica.
• Aislamiento: proporciona la separación necesaria para evitar una falla a tierra.
• Cubierta (opcional): protege contra ambientes especiales.
Tipos de Aislamientos en Baja Tensión:
• Polietileno (PE)
• Policloruro de vinilo (PVC)
• Polietileno de cadena cruzada (XLP)
• Etileno propileno (EPR)
• Polietileno Alta Densidad (HDPe)
Tipos de Cubiertas:
• Polietileno (PE)
• Policloruro de vinilo (PVC)
• Nylon
• Polietileno clorosulfonado (CP)
• Polietileno clorado (CPE)
Figura 2.38 Cable Aislado de Baja Tensión.
45
Componentes en Cables de Media Tensión.
En la Figura 2.39 se muestra un cable aislado de media tensión, se indican sus principales
componentes, los cuales tienen la función que se describen a continuación:
• Aislamiento: su función es confinar la corriente eléctrica en el conductor y contener el
campo eléctrico dentro de su masa. Efectos de operación, medio ambiente y envejecimiento
pueden degradarlo hasta hacerlo fallar.
• Semiconductora sobre el Conductor: Proporciona un campo eléctrico uniforme y evita
cualquier cavidad entre el conductor y el aislamiento.
• Semiconductora sobre el Aislamiento: Logra un campo eléctrico radial y lo confina
dentro del aislamiento. Previene cavidades entre aislamiento y pantalla metálica.
• Pantalla Metálica: Ayuda a confinar el campo eléctrico y lleva las corrientes parasitas
inducidas a tierra. Es vital el buen aterrizaje de la pantalla para lograr una buena operación
del sistema.
• Cubierta Exterior: Proporciona protección contra los ataques del tiempo y agentes
externos como son factores mecánicos, intemperismo, agentes químicos, estabilidad
térmica.
Figura 2.39 Cable Aislado de Media Tensión.
46
NIVELES DE AISLAMIENTO:
• Categoría I .- 100% nivel de aislamiento
• Categoría II .- 133% nivel de aislamiento
• Categoría III .- 173% nivel de aislamiento
100 % Nivel de Aislamiento
Cables usados en sistemas con neutro solidamente puesto a tierra y provistos con dispositivos
de protección que eliminen las fallas a tierra en menos de un minuto. Este nivel se utiliza en
la mayoría de las instalaciones con sistemas provistos de neutro a tierra.
133% Nivel de Aislamiento
Cables usados en sistemas no aterrizados donde la eliminación de la falla se realiza en un
tiempo mayor a un minuto, pero menor a una hora. Este nivel corresponde a sistemas con
neutro aislado. También se utilizan cuando se requiere una resistencia superior al campo
eléctrico.
173% Nivel de Aislamiento
Cables usados en sistemas donde el tiempo de eliminación de la falla a tierra es indefinido.
Este nivel casi nunca se usa en la práctica y debe evitarse siempre que sea posible.
47
E
E
3 DESARROLLO DEL PROYECTO
3.1 LEVANTAMIENTO DE LA RED ACTUAL.
Se realiza el levantamiento de las instalaciones existentes en media y baja tensión que
comprende el área del proyecto como son los postes, conductores, transformadores, equipos de
seccionamiento y protección, la ubicación de instalaciones de otros servicios como teléfono,
televisión por cable y agua, la ubicación de usuarios en media y baja tensión, registrando el tipo
de usuario si es monofásico, monofásico tres hilos o trifásico. El conductor secundario
predominante es cobre calibre 6 y 8 AWG. Se aprecia que las instalaciones aéreas se encuentran
al término de su vida útil. En la Fig. 3.1 se presenta las instalaciones actuales aéreas del área del
proyecto subterráneo [3].
Fig. 3.1 Instalaciones Actuales Aéreas del área del Proyecto Subterráneo.
48
3.2 OBTENCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DEL SISTEMA AÉREO.
Se obtienen las pérdidas en la red secundaria y en los transformadores de distribución que
forman parte del área del proyecto, las cuales serán utilizadas para la evaluación económica del
mismo. Las instalaciones actuales están alimentadas por medio de tres transformadores trifásicos de
112,5 kVA y tres de 45 kVA [2, 17].
En la Tabla 3.1 se presentan la relación de la regulación y las pérdidas de potencia de la red aérea
actual, obteniéndose un total de 37 918 W de pérdidas para el sistema aéreo.
Tabla 3.1 Regulación y Pérdidas de Potencia de la Red Aérea actual.
VACIO DEVANADOSKVA W W W % W % W %
T1 45 215 273.1 10.16 13.4 11.5 328 2.96 521 4.8 409 6.02
T2 112.5 405 831.3 33.9 32.4 24.1 6760 21.3 6041 21.2 3938 16.9
T3 45 215 663.3 9.1 6.4 7.3 923 5.4 606 4.3 627 4.5
T4 112.5 405 347.4 12.8 10.8 12.3 1659 8.2 1067 7 1486 7.9
T5 112.5 405 128 7.2 8 8.9 560 5.1 513 4.9 632 5.4
T6 45 215 618.5 32.8 28.6 32.1 2573 16.3 2085 15.4 2468 17.9
472.5 1860 2861.6 12803 10833 9560
4,722
TOTAL PÉRDIDAS W 37,918
FASE C
PÉRDIDAS TRANSFORMADOR W PÉRDIDAS RED W
TRANSFORMADOR 3F
REGULACIÓN %
33,196
REGULACIÓN Y PÉRDIDAS DE LA RED AÉREA ACTUAL
FASE A FASE B FASE CPÉRDIDAS DE POTENCIA
FASE A FASE B
PÉRDIDAS EN ELTRANSFORMADORCAPACIDAD
49
3.3 CÁLCULO DE LOS CONDUCTORES DE BAJA Y MEDIA TENSIÓN DEL PROYECTO OPTIMIZADO.
3.3.1 CÁLCULO DE LOS CONDUCTORES DE BAJA TENSIÓN.
Se efectuó el calculo de los conductores a utilizar en el sistema de baja tensión por medio de
una herramienta en Excel [17], obteniéndose que en un 53% de los circuitos secundarios propuestos
se requiere el conductor triplex en aluminio calibre 1/0 AWG y en otro 47% conductor triplex en
aluminio calibre 3/0 AWG [11]. En la Tabla 3.2 se presenta la relación de los conductores de baja
tensión necesarios para el proyecto subterráneo optimizado [16].
Tabla 3.2 Relación de los Conductores de Baja Tensión del Proyecto Optimizado.
TRANSFORMADOR CIRCUITO 1 CIRCUITO 2 CIRCUITO 3 CIRCUITO 4 CIRCUITO 5
E1 1/0 1/0 1/0 3/0
E2 1/0 3/0 3/0 3/0 1/0
E3 1/0 3/0 1/0 1/0
E4 3/0 3/0 1/0 3/0
CONDUCTORES EN BAJA TENSIÓN PROYECTO OPTIMIZADO
50
3.3.2 CÁLCULO DEL CONDUCTOR PRIMARIO PARA EL SISTEM A
MONOFÁSICO 1F-2H 23KV SUBTERRÁNEO.
Por capacidad de corriente:
Demanda= 325 kVA (considerando un FU del 100% de los 4 transformadores y en el caso de quedar
el sistema alimentado en forma radial de una fuente).
I= (kVA)/(kV)
I= [(325)/(23/√3)]
I= 24,47 A
Por caída de tensión desde el punto de alimentación hasta el transformador más lejano:
L= Longitud del conductor = 0,659 km
I = Corriente total de alimentación = 24,47 A
Z = Impedancia del conductor = 0,8742 Ohms/km.
V= Voltaje de operación del sistema= 23,000 V
%V= LZI (100)/V
%V= (0,659)(0,8742)(24,47)(100)/(23,000/√3)
%V= 0 ,106 %
Calculo de las pérdidas de energía eléctrica:
W= I²RL
W= (24,47) ² (0,691)(0,659)
W= 272,66 W
% pérdidas de energía = (0,272/292,5)(100) = 0,092%
Por capacidad de corriente y caída de tensión, el calibre del conductor a utilizar en el sistema
subterráneo es Al XLP 23 kV 1/0 AWG 100% NA [1].
51
3.4 SELECCIÓN DE LOS MATERIALES Y EQUIPOS A UTILIZARSE EN EL PROYECTO OPTIMIZADO.
Se seleccionaron los siguientes equipos y materiales a utilizar en el proyecto optimizado [3]: � Transformadores monofásicos pedestal de 50,75 y 100 Kva. de 23 kV.
� Base para transformador monofásico.
� Indicadores de falla 200 A, intemperie y tipo sumergible.
� Conductor primario de Al XLP 23 kV 1/0 AWG, 100% NA.
� Terminal termocontráctil 1/0 AWG 23 kV.
� Conector tipo codo de 200 A.
� Conductor secundario triplex en aluminio calibre 1/0 y 3/0 AWG XLP.
� Conductor para acometidas secundarias duplex y triplex en aluminio calibre 6 y triplex 1/0
AWG XLP.
� Conector múltiple de baja tensión de 4, 6, 8 y 10 vías.
� Registros primarios para terreno normal tipo 3 en banqueta y arroyo.
� Registros secundarios para terreno normal tipo 1 en banqueta y arroyo.
� Registros secundarios para terreno normal tipo 2 en banqueta y arroyo.
� Registros secundarios para terreno normal cruce de calle tipo 1.
� Registros secundarios para terreno normal cruce de calle tipo 2.
� Ducto PAD de 1, 2, 3 y 4 pulgadas de diámetro.
52
3.5 ELABORACIÓN DE OPCIONES DE PROYECTO.
Se propone tres opciones de proyecto: aéreo, subterráneo base y subterráneo optimizado, de
acuerdo a las Normas de Distribución Construcción Líneas Subterráneas [1] y Normas de
Distribución Construcción-Instalaciones Aéreas en Media y Baja Tensión [3].
3.5.1 PROYECTO AÉREO.
Se considera en el proyecto la nueva construcción aérea de la infraestructura requerida para
suministrar el servicio de energía eléctrica a los usuarios del área del proyecto, partiendo de que
no existen las instalaciones. Esta opción presenta la ventaja con respecto al subterráneo de ser más
económica. Pero tiene las desventajas de estar expuesta a fenómenos meteorológicos, requerir
más mantenimiento, estar expuesta a golpes y menos estética con respecto al subterráneo [2, 3,
17]. En la Tabla 3.3 se presenta la relación de la regulación y las pérdidas de potencia de la red
del proyecto aéreo, obteniéndose un total de 5 851,6 W de pérdidas para el sistema aéreo.
Tabla 3.3 Regulación y pérdidas de potencia de la red del proyecto aéreo.
W % W % W %
T1 45 215 468 0.7 0.84 0.8 59.3 0.48 74.9 0.58 69.9 0.56
T2 30 165 315 0.45 0.56 0.45 14.4 0.189 21.7 0.26 14.4 0.17
T3 45 215 469.6 0.5 0.45 0.34 19 0.14 19 0.15 13.2 0.1
T4 45 215 438.5
T5 30 165 317.8 0.393 0.393 0.393 9.6 0.11 9.6 0.11 9.6 0.11
T6 45 215 435.8 0.74 0.92 0.74 60.2 0.48 68 0.57 51.2 0.43
T7 45 215 425.1 0.78 0.78 0.82 58.2 0.47 58.2 0.47 56.2 0.5
T8 45 215 435.6 1.07 1.07 1.12 77.7 0.62 77.7 0.67 84.2 0.69
330 1620 3305.4 298.4 329.1 298.7
4,925.40 926.20
TOTAL W 5,851.60
PÉRDIDAS TRANSFORMADOR W
FASE A FASE B FASE C
PÉRDIDAS RED W
DEVANADOS w
PÉRDIDAS DE POTENCIA
REGULACIÓN Y PÉRDIDAS DE POTENCIA PROYECTO AÉREO
TRANSFORMADOR 3F
CAPACIDAD KVA FASE
A FASE
B FASE C %
REGULACIÓN
VACIO w
PÉRDIDAS EN EL TRANSFORMADOR
53
E
E
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M M M M M M M M M
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M MMM MM
M M M
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M M M M
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M MM
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M MMM
M M
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M
M
M M M M M MM
M M M M M M M M M
M
MM
M
M
MM
MM
M
M
M
M
M
M
M
En la Fig. 3.2 se presenta la Propuesta del Proyecto Aéreo.
Fig. 3.2 Propuesta del Proyecto Aéreo
54
3.5.2 PROYECTO BASE SUBTERRÁNEO.
Se considera en el proyecto la construcción subterránea sobredimensionada de la
infraestructura requerida para suministrar el servicio de energía eléctrica a los usuarios del área
del proyecto. Con respecto al proyecto aéreo tiene la ventaja de no estar expuesto a fenómenos
meteorológicos, requerir menos mantenimiento, no estar expuesto a golpes y mayor estética. Su
desventaja es que es más costoso que el aéreo [1, 7, 16].
Con relación al proyecto optimizado subterráneo, la ventaja es en caso de presentarse una falla en
el conductor y requerirse ductos adicionales para corregirla estarán disponibles, obteniéndose un
ahorro de tiempo. La desventaja es que es más costosa que la opción optimizada subterránea. En
la Tabla 3.4 se presenta la relación de la caída de tensión y las pérdidas de potencia de la red del
proyecto base subterráneo, obteniéndose un total de 8 107 W de pérdidas en el sistema
subterráneo.
Tabla 3.4 caída de tensión y pérdidas de potencia del proyecto base subterráneo.
W W % W % W % W % W %
E1 75 834 0.92 59.81 0.94 0.59 23.62 0.48 0.61 34.24 0.6 0.78 47.79 0.5 1.75 265 1.59
E2 112 1597 0.71 48.13 0.31 1.9 261 1.48 1.79 277.1 1.76 1.77 289.9 1.85 1.06 125.38 1.13
E3 112 1597 0.49 45.62 0.52 2.29 531.8 1.46 1.05 149.75 1.12 1.93 252 1.18
E4 75 834 0.98 132.9 1.09 1.83 354.9 1.87 0.48 38 0.35 2.09 307.7 1.75
375 4862 286.46 1171.32 499.09 897.39 390.38
4,862.0 3,244.6
TOTAL W 8,107
CIRCUITO 5
CAIDA DE TENSIÓN Y PÉRDIDAS DE POTENCIA PROYECTO SU BTERRÁNEO BASE
TRANSFORMADOR 3F CAPACIDAD KVACAIDA DE
TENSIÓN%PÉRDIDASCAIDA DE
TENSIÓN%CAIDA DE
TENSIÓN%
PÉRDIDAS TRANSFORMADOR W PÉRDIDAS RED W
CAIDA DE TENSIÓN%
PÉRDIDASPÉRDIDAS PÉRDIDAS
PÉRDIDAS EN TRANSFORMADOR
CIRCUITO 3
PÉRDIDAS
CIRCUITO 2
CAIDA DE TENSIÓN%
CIRCUITO 1 CIRCUITO 4
55
E
E
En la Fig. 3.3 se presenta la propuesta del proyecto base subterráneo.
Figura 3.3 Propuesta de Proyecto Base Subterráneo.
56
E
E
3.5.3 PROYECTO OPTIMIZADO SUBTERR ÁNEO.
Se considera en el proyecto la construcción subterránea de la infraestructura requerida para
suministrar el servicio de energía eléctrica a los usuarios del área del proyecto. Con respecto al
proyecto aéreo tiene la ventaja de no estar expuesto a fenómenos meteorológicos, requerir menos
mantenimiento, no estar expuesto a golpes y mayor estética. Su desventaja es que es más costoso
que el aéreo, con relación al proyecto base subterráneo la ventaja es que es menos costoso
[1, 7, 16].
3.5.3.1 PLANO DE OBRA CIVIL.
Se presenta la construcción de obra civil subterránea de la infraestructura requerida para
suministrar el servicio de energía eléctrica a los usuarios del área del proyecto como son los
registros secundarios, registros primarios, ductos secundarios, ductos primarios y bases para
transformadores. En la Fig. 3.4 se presenta la instalación civil de la propuesta del proyecto
optimizado subterráneo.
Figura 3.4 Obra Civil de la Propuesta Optimizada Subterránea.
57
E
E
3.5.3.2 PLANO DEL SISTEMA DE MEDIA TENSIÓN.
Se presenta la construcción de obra eléctrica primaria subterránea requerida para
suministrar el servicio de energía eléctrica a los usuarios del área del proyecto como son el
conductor primario, transiciones primarias, transformadores, conectores tipo codo. En la Fig.
3.5 se presenta la instalación de media tensión de la propuesta del proyecto optimizado
subterráneo.
Figura 3.5 Obra de Media Tensión de la Propuesta Optimizada Subterránea.
58
E
E
3.5.3.3 PLANO DEL SISTEMA DE BAJA TENSIÓN.
Se presenta la construcción de obra eléctrica secundaria subterránea requerida para
suministrar el servicio de energía eléctrica a los usuarios del área del proyecto como son el
conductor secundario, conectores múltiples de baja tensión. En la Fig. 3.6 se presenta la
instalación de baja tensión de la propuesta del proyecto optimizado subterráneo.
Figura 3.6 instalación de Baja Tensión de la Propuesta Optimizada Subterránea.
59
3.5.3.4 PLANO DEL ÁREA DE INFLUENCIA DEL TRANSFORMADOR E3.
Se presenta la construcción de obra eléctrica secundaria subterránea requerida para
suministrar el servicio de energía eléctrica a los usuarios del área de influencia del transformador
E3 del proyecto como son el conductor secundario, conectores múltiples de baja tensión. En la
Fig. 3.7 se presenta la instalación del área de influencia del transformador E3, del proyecto
optimizado subterráneo.
Figura 3.7 Área de Influencia del Transformador E3 del Proyecto Optimizado Subterráneo.
60
E
E
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M M M M M M M M M
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M M M
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M M M M
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M M M M M
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M
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M
MMMMM
M
MM
M MMMM M
M
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M
M
M
M M M M M MM
M M M M M M M M M
M
MM
M
M
MM
MM
M
M
M
M
M
M
3.5.3.5 PLANO DE DISTRIBUCIÓN DE ACOMETIDAS PARA USUARIOS
ALIMENTADOS EN BAJA Y MEDIA TENSIÓN.
Se presenta la construcción de obra eléctrica de acometidas secundarias y primarias
subterráneas requeridas para suministrar el servicio de energía eléctrica a los usuarios en el área
del proyecto como son el conductor secundario, conectores múltiples de baja tensión. En la Fig.
3.8 se presenta la instalación acometidas secundarias y primarias subterráneas del proyecto
optimizado subterráneo.
Figura 3.8 Acometidas Secundarias y Primarias Subterráneas del Proyecto Optimizado Subterráneo.
61
3.6 OBTENCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DEL SISTEMA SUBTERRÁNEO PROPUESTO OPTIMIZADO.
Se obtienen las pérdidas en la red secundaria y en los transformadores de distribución que
forman parte del área del proyecto optimizado, las cuales serán utilizadas para la evaluación
económica del mismo. Las instalaciones actuales están alimentadas por medio de cuatro
transformadores monofásicos uno de 50 kVA, uno de 75 kVA y dos de 100 kVA [16].
En la Tabla 3.5 se presenta la relación de la caída de tensión y las pérdidas de potencia de la red
subterránea propuesta optimizada, obteniéndose un total de 6 046 W de pérdidas en el sistema
subterráneo.
Tabla 3.5 caída de tensión y pérdidas en los transformadores de la red subterránea propuesta optimizada.
W W % W % W % W % W %
E1 50 633 1.36 48 0.12 1.65 85 0.21 0.92 37 0.09 2.15 152 0.37
E2 100 1061 0.9 35 0.04 1.98 118 0.15 2.69 230 0.28 2.82 239 0.3 1.78 105 0.13
E3 100 1061 1.22 50 0.06 2.7 330 0.41 1.76 137 0.17 2.82 210 0.26
E4 75 834 2.87 184 0.3 2.8 295 0.49 0.62 28 0.05 2.2 174 0.29
325 3,589 317 828 432 775 105
3,589 PÉRDIDAS RED W 2,457
TOTAL W 6,046
PÉRDIDAS TRANSFORMADOR W
CAIDA TENSIÓN %
PÉRDIDAS
CIRCUITO 3 CIRCUITO 4PÉRDIDAS EN TRANSFORMADOR
CIRCUITO 2
PÉRDIDAS
CIRCUITO 1
CAIDA TENSIÓN %
CIRCUITO 5
CAIDA DE TENSIÓN Y PÉRDIDAS DE POTENCIA PROYECTO SU BTERRÁNEO OPTIMIZADO
TRANSFORMADOR 3F
CAPACIDAD KVA CAIDA TENSIÓN
%PÉRDIDASCAIDA
TENSIÓN %CAIDA TENSIÓN
%PÉRDIDAS PÉRDIDAS
62
3.7 OBTENCIÓN DEL PRESUPUESTO DE LAS OPCIONES DEL PROYECTO.
Se obtiene el presupuesto para las tres opciones del proyecto: aéreo, subterráneo base y
subterráneo optimizado, observándose que el proyecto aéreo es el más económico de los tres, el
proyecto base subterráneo es el más costoso y el subterráneo optimizado es la opción intermedia.
En la Tabla 3.6 se presentan los presupuestos de los tres proyectos.
Tabla 3.6 Presupuesto de las opciones de proyecto.
OBRA CIVIL OBRA ELECTROMECÁNICA TOTAL IVA INCLUIDO
AÉREO 157 063,62 1 434 711,8 1 830 542,00
SUBTERRÁNEO BASE 1,411,385 2 827 613,77 4 874 849,07
SUBTERRÁNEO OPTIMIZADO 956 731,00 1 857 182,00 3 236 000,00
PRESUPUESTO OPCIONES DE PROYECTO
PRESUPUESTO $OPCIÓN
63
3.8 EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PROYECTO Y SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA.
Se efectuó la evaluación económica de las tres opciones de proyecto: aéreo, subterráneo base y
subterráneo optimizado, aplicando el Sistema Integral Administración Distribución SIAD [13], el
Método de Evaluación Económica de la empresa San Diego Gas & Electric Co. [19] y la
metodología Análisis del Costo del Ciclo de Vida [20], se consideraron para su evaluación y análisis
las tres condiciones de servicio siguientes: normal, contingencia anual y contingencia extraordinaria.
Para la condición de servicio normal se consideraron los costos de: inversión inicial, operación
y mantenimiento, interrupciones normales y pérdidas de energía y demanda. En la Tabla 3.7 se
presentan los resultados en $/Año de la evaluación económica de las tres opciones del proyecto. El
costo anual de pérdidas de potencia y de energía fue calculado utilizando los valores de pérdidas de
potencia y de energía por kW en los niveles de baja y media tensión establecidos en el SIAD, el
factor de pérdidas y el factor de responsabilidad. Para determinar el costo anual de operación y
mantenimiento se calculó el costo por km de línea global de la ZDPR y se aplicó este a la longitud
de la línea del proyecto. Para el costo anual de interrupciones, se obtuvo el costo anual de
interrupción en el primario utilizando el TIU para el primario en el área del proyecto (1.26 h), la
demanda promedio (258.6 kW) y el precio de la energía no servida (15.6 $/kWh). Para el TIU en el
secundario se aplicó un valor de 4 veces el TIU en el primario del área del proyecto de acuerdo a
estadísticas del SIAD.
Tabla 3.7 Resultados de la evaluación económica de las opciones del proyecto en $/Año, en condición normal.
OPCIÓN
DE PROYECTO $ INVERSIÓN
INICIAL $/AÑO DE PERDIDAS
$/AÑO OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO $/AÑO DE INTERRUPCIONES
AÉREO 1,830,542 17,228 6,600 25,415
SUBTERRÁNEO OPTIMIZADO 3,236,000 18,380 329 109
SUBTERRÁNEO BASE 4,874,849 24,651 329 109
64
3 4
AÑOS
COSTOS
30 0 1 2
CI
CPE + CINT + COYM
En la Tabla 3.8 se presenta el VP del costo total de la evaluación económica de las tres opciones del
proyecto para la condición de servicio normal. En donde se determinó el VP de las pérdidas de
potencia y de energía aplicando el factor de valor presente al costo anual de perdidas. El VP de
operación y mantenimiento se calculó aplicando el factor de valor presente al costo anual de
operación y mantenimiento y el VP de interrupciones se calculó aplicando el factor de valor presente
al costo anual de interrupciones. Para determinar el factor de valor presente, se consideró una tasa de
descuento i (12 %) y un período de vida de las instalaciones n (30 años). En la figura 3.9 se
presentan los flujos de la evaluación económica de las tres opciones del proyecto, para la condición
de servicio normal, se consideraron los costos de inversión inicial (CI), costo de pérdidas (CPE),
costo de operación y mantenimiento (COYM) y costo de interrupciones (CINT).
Figura 3.9 Flujos en condición de servicio normal.
Tabla 3.8 Resultados de la evaluación económica de las opciones del proyecto en VP, en condición normal.
OPCIÓN DE PROYECTO VP PERDIDAS
VP OPERACION Y MANTENIMIENTO
VP DE INTERRUPCIONES
VP COSTO TOTAL
RELACION DE COSTO
UNITARIO CON RESPECTO AL
AÉREO
AÉREO 138,685 53,130 204,592 2,226,949 1.00
SUBTERRÁNEO OPTIMIZADO 147,959 2,648 877 3,387,484 1.52
SUBTERRÁNEO BASE 198,440 2,648 877 5,076,814 2.28
65
Para la condición de servicio contingencia anual se consideraron los costos de: Reparación e
interrupciones. En la Tabla 3.9 se presentan los resultados en $/Año de la evaluación económica de
las tres opciones del proyecto. Para determinar el costo anual de reparación se calculó el costo por
km de línea global de la ZDPR y se aplicó este a la longitud de la línea del proyecto, utilizando el
costo de reparación de contingencia del año 2006. Para el costo anual de interrupciones, se obtuvo el
costo anual de interrupción en el primario utilizando el TIU para el primario en el área del proyecto
(1.26 h), la demanda promedio (258.6 kW) y el precio de la energía no servida (15.6 $/kWh). Para el
TIU en el secundario se aplicó un valor de 4 veces el TIU en el primario del área del proyecto de
acuerdo a estadísticas del SIAD.
Tabla 3.9 Resultados de la evaluación económica de las opciones del proyecto en $/Año, en condición de
contingencia anual.
OPCIÓN DE PROYECTO $/AÑO DE REPARACIÓN $/AÑO DE INTERRUPCIONES
AÉREO 248 25,415
SUBTERRÁNEO OPTIMIZADO 12 61
SUBTERRÁNEO BASE 12 61
66
3 4 AÑOS
COSTOS
30 0 1 2
CREPA + CINTA
En la Tabla 3.10 se presenta el VP del costo total de la evaluación económica de las tres opciones del
proyecto para la condición de servicio contingencia anual. En donde se determinó el VP de
reparación aplicando el factor de valor presente al costo anual de reparación y el VP de
interrupciones se calculó aplicando el factor de valor presente al costo anual de interrupciones. Para
determinar el factor de valor presente, se consideró una tasa de descuento i (12 %) y un período de
vida de las instalaciones n (30 años). En la figura 3.10 se presentan los flujos de la evaluación
económica de las tres opciones del proyecto, para la condición de servicio contingencia anual, se
consideraron los costos de reparación anual (CREPA) y el costo de interrupción anual (CINTA).
Figura 3.10 Flujos en condición de contingencia anual.
Tabla 3.10 Resultados de la evaluación económica de las opciones del proyecto en VP, en condición de
contingencia anual.
OPCIÓN DE PROYECTO VP DE REPARACIÓN VP DE INTERRUPCIONES
VP COSTO TOTAL
RELACIÓN DE COSTO UNITARIO CON RESPECTO AL
AÉREO
AÉREO 1,999 204,592 206,591 1.00
SUBTERRÁNEO OPTIMIZADO 100 491 591 0.003
SUBTERRÁNEO BASE 100 491 591 0.003
67
Para la condición de servicio contingencia extraordinaria se consideraron los costos de:
Reparación e interrupciones. En la Tabla 3.11 se presentan los resultados en $/Año de la
evaluación económica de las tres opciones del proyecto. El período de reparación de 7.5 años, se
calculó utilizando el historial de contingencias que se presentaron en la ZDPR. Para determinar el
costo por período de reparación se calculó el costo por km de línea global de la ZDPR y se aplicó
éste a la longitud de la línea del proyecto, utilizando el costo de reparación de contingencia del
año 2007. Para el costo por período de interrupciones, se obtuvo el costo de interrupción en el
primario utilizando el TIU para el primario en el área del proyecto (17.15 h), la demanda
promedio (258.6 kW) y el precio de la energía no servida (15.6 $/kWh).
Tabla 3.11 Resultados de la evaluación económica de las opciones del proyecto en $/Año, en condición de
contingencia extraordinaria.
OPCIÓN DE PROYECTO $/7.5 AÑOS DE REPARACIÓN $/7.5 AÑOS DE INTERRUPCIONES
AÉREO 34,186 69,186
SUBTERRÁNEO OPTIMIZADO 1,709 166
SUBTERRÁNEO BASE 1,709 166
68
7.5 15 AÑOS
COSTOS
30 0 22.5
CREPE + CINTE
En la Tabla 3.12 se presenta el VP del costo total de la evaluación económica de las tres opciones del
proyecto para la condición de servicio contingencia extraordinaria. En donde se determinó el VP de
reparación aplicando el factor de valor presente al costo anual de reparación y el VP de
interrupciones se calculó aplicando el factor de valor presente al costo anual de interrupciones. Para
determinar el factor de valor presente, se consideró una tasa de descuento i (12 %) y cuatro períodos
durante el tiempo de vida de las instalaciones n (30 años). En la figura 3.11 se presentan los flujos de
la evaluación económica de las tres opciones del proyecto, para la condición de servicio
contingencia extraordinaria, se consideraron los costos de reparación extraordinaria (CREPE) y el
costo de interrupción extraordinaria (CINTE).
Figura 3.11 Flujos en condiciones de contingencia extraordinaria.
Tabla 3.12 Resultados de la evaluación económica de las opciones del proyecto en VP, en condiciones de
contingencia extraordinaria.
OPCIÓN DE PROYECTO VP DE REPARACIÓN
VP DE INTERRUPCIONES
VP COSTO TOTAL
RELACIÓN DE COSTO UNITARIO CON
RESPECTO AL AÉREO
AÉREO 24,669 49,924 74,593 1.00
SUBTERRÁNEO OPTIMIZADO 1,233 120 1,353 0.02
SUBTERRÁNEO BASE 1,233 120 1,353 0.02
69
En la Tabla 3.13 se presenta el VP del costo total de la evaluación económica de las tres opciones del
proyecto para las tres condiciones de servicio siguientes: normal, contingencia anual y contingencia
extraordinaria. Desde el punto de vista del análisis del costo de ciclo de vida la opción más
económica y rentable es la opción aérea considerando en la evaluación los costos de: inversión
inicial, operación y mantenimiento, interrupciones y pérdidas de energía y demanda. Se aprecia que
la opción subterránea optimizada es superior en costo en un 35 % con respecto a la aérea.
Tabla 3.13 VP del costo total de la evaluación económica de las tres opciones del proyecto.
OPCIÓN VP CONSTRUCCIÓN Y NORMAL
VP CONTINGENCIA ANUAL
VP CONTINGENCIA EXTRAORDINARIA VP TOTAL
RELACIÓN DE COSTO UNITARIO
CON RESPECTO AL AÉREO
AÉREO 2,226,949 206,591 74,593 2,508,134 1.00
SUBTERRÁNEO BASE 5,076,814 591 1,353 5,078,758 2.02
SUBTERRÁNEO OPTIMIZADO 3,387,484 591 1,353 3,389,428 1.35
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 4.1 CONCLUSIONES.
Como resultado del trabajo de tesis se obtiene que la opción del proyecto aéreo es la que
requiere menor inversión inicial e inversión total, de acuerdo a su evaluación económica
considerando en la evaluación los costos de inversión inicial, costos de operación y mantenimiento,
costos de interrupciones y costos de pérdidas, es la más rentable de las tres opciones propuestas.
Se concluye que la opción de proyecto subterráneo optimizado, es superior en un 35 % de
costo total que la opción aérea y representa un 66 % del costo total del proyecto subterráneo base,
por lo que se obtiene una disminución considerable de los costos al construir de una forma
optimizada. Por lo que se aprecia que la opción optimizada cumple con el objetivo de este trabajo de
tesis.
69
En la Tabla 3.13 se presenta el VP del costo total de la evaluación económica de las tres opciones del
proyecto para las tres condiciones de servicio siguientes: normal, contingencia anual y contingencia
extraordinaria. Desde el punto de vista del análisis del costo de ciclo de vida la opción más
económica y rentable es la opción aérea considerando en la evaluación los costos de: inversión
inicial, operación y mantenimiento, interrupciones y pérdidas de energía y demanda. Se aprecia que
la opción subterránea optimizada es superior en costo en un 35 % con respecto a la aérea.
Tabla 3.13 VP del costo total de la evaluación económica de las tres opciones del proyecto.
OPCIÓN VP CONSTRUCCIÓN Y NORMAL
VP CONTINGENCIA ANUAL
VP CONTINGENCIA EXTRAORDINARIA VP TOTAL
RELACIÓN DE COSTO UNITARIO
CON RESPECTO AL AÉREO
AÉREO 2,226,949 206,591 74,593 2,508,134 1.00
SUBTERRÁNEO BASE 5,076,814 591 1,353 5,078,758 2.02
SUBTERRÁNEO OPTIMIZADO 3,387,484 591 1,353 3,389,428 1.35
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 4.1 CONCLUSIONES.
Como resultado del trabajo de tesis se obtiene que la opción del proyecto aéreo es la que
requiere menor inversión inicial e inversión total, de acuerdo a su evaluación económica
considerando en la evaluación los costos de inversión inicial, costos de operación y mantenimiento,
costos de interrupciones y costos de pérdidas, es la más rentable de las tres opciones propuestas.
Se concluye que la opción de proyecto subterráneo optimizado, es superior en un 35 % de
costo total que la opción aérea y representa un 66 % del costo total del proyecto subterráneo base,
por lo que se obtiene una disminución considerable de los costos al construir de una forma
optimizada. Por lo que se aprecia que la opción optimizada cumple con el objetivo de este trabajo de
tesis.
70
La opción subterránea base representa un 102 % más de inversión total que la opción aérea y
un 34 % más del costo de inversión total que la opción subterránea optimizada, la cual al construirse
en forma sobredimensionada nos representa mayor cantidad de instalaciones que incrementan en
forma innecesaria el activo fijo de la CFE, repercutiendo durante toda su vida útil en un mayor costo
de mantenimiento. La opción subterránea base es la menos favorable para realizarse.
4.2 RECOMENDACIONES.
Se aprecia que la opción optimizada cumple con los objetivos de obtener un proyecto que
minimice los costos de inversión de los proyectos a efectuar en la ZDPR y promover la construcción
del sistema subterráneo. Conforme se incremente el uso de equipos y accesorios al construir una
mayor cantidad de instalaciones mediante el sistema subterráneo, los costos de este sistema con
respecto al sistema aéreo se irán disminuyendo, proporcionando cada vez una mayor proximidad
entre los costos de ambos sistemas y en un corto plazo, nos presente una igualdad en rentabilidad,
por lo que se debe continuar aplicando y promoviendo los convenios de CFE con organizaciones
como INFONAVIT- CMIC-CANADEVI para efectuar desarrollos subterráneos de electrificación de
vivienda.
En el presente trabajo de tesis para minimizar aún más los costos quedan como áreas de
oportunidad las siguientes:
� Evaluar el proyecto con nuevos materiales de construcción en los muretes, registros
secundarios y registros primarios.
� Evaluar la posibilidad de utilizar el cable del sistema subterráneo directamente
enterrado, teniendo la necesidad de interactuar con los municipios para regular el
permiso a la población para efectuar obras en donde exista el riesgo de daño al
conductor.
� Interactuar con personal contratista para promover la innovación de equipo.
71
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referencia NRF-024-CFE-2003, Marzo 2004.
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