Proyecto de Sistemas Electricos de Potencia

CAPITULO I

1. GENERALIDADES.

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.2 JUSTIFICACIÓN.

1.3 OBJETIVOS.

1.4 ALCANCE

1.5 FUNDAMENTOS TEÓRICOS

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

El propósito de la Empresa Eléctrica Regional Del Sur S.A es suministrar energía eléctrica

de calidad a sus clientes, sin embargo uno de los problemas que se generan en el sistema

eléctricos de distribución son las perdidas.

Estas perdidas se dan por varios motivos de tal manera que serán debidamente analizadas

para así encontrar el origen de las deficiencias y poder acatar el problema encontrando las

soluciones mas optimas sin perjudicar el sistema de distribución existente.

1.2 JUSTIFICACIÓN

En los últimos años se han tratado temas relacionados con la calidad de servicio de energía

que deben recibir los clientes de las Empresas Eléctricas Distribuidoras y con la disponibilidad que

ellos deseen, además de las exigencias de las regulaciones dadas por el ente Regulador del Sector

Eléctrico Ecuatoriano(CONELEC).

En la actualidad gran parte de las tareas que se realizan están ligadas al servicio de energía

eléctrica, que se ha convertido en parte fundamental de la vida. El servicio eléctrico es

indispensable en algunos campos, un ejemplo claro es en la medicina donde la calidad y el

continuo servicio es primordial ya que si en un momento inesperado surge una interrupción del

sistema eléctrico, puede traer grandes consecuencias como perdidas humanas.

Para ello hemos visto que es importante un estudio del sistema eléctrico tratando de

realizar cambios anticipados y así evitar perjuicios tanto a los consumidores como a la Empresa.

1.3 OBJETIVOS

1.3.1 OBJETIVO GENERAL

Minimizar pérdidas de energía y mejorar la calidad del servicio técnico y de operación en

los alimentadores primarios de las subestaciones de Obrapia (Hospital, Chontacruz, IV Centenario,

Celi Román) pertenecientes a la E.E.R.S.S.A y por ende obtener beneficios económicos debido a la

eficiencia que se obtendría.

1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Mejorar los niveles de tensión en los alimentadores primarios

Balanceo de carga a lo largo de los alimentadores.

Mejorar el factor de potencia obteniendo de esta manera una reducción en las sanciones

económicas que se puedan tener.

Disminuir las pérdidas de potencia y de energía.

Lograr mayor operatividad de los alimentadores primarios.

1.4 ALCANCE

A partir de la información recopilada por varios medios se realizara un análisis del sistema

de distribución de la parte céntrica de la ciudad de Loja con alimentadores (Hospital, Chontacruz,

IV Centenario, Celi Román) con el objetivo de determinar perdidas técnicas, además de observar la

situación del sistema con respecto a la operatividad, caídas de tensión, factor de potencia,

cargabilidad tanto de los transformadores como los conductores; para así lograr encontrar

soluciones y recomendaciones disminuyendo perdidas tomando en cuenta parámetros técnicos y

económicos.

1.4.1 FUNDAMENTOS TEORICOS

Es importante tener claro algunas definiciones para la realización de este estudio, así como

también tomar en cuenta ciertas terminologías.

1.4.1.1 Voltajes en el Sistema de Distribución Eléctrica

La corriente al circular por un conductor produce una caída de tensión, es por esta razón que

el nivel de voltaje que es enviado desde una fuente de energía hasta la carga, no sea el mismo.

La importancia de la caída de tensión se encuentra en que los equipos son diseñados para un

nivel de tensión nominal, por lo tanto la Empresa Distribuidora debe de garantizar un nivel de

voltaje que se encuentre dentro de los límites tolerables.

1.4.1.2 Regulación del Voltaje

En una red de distribución interesa mantener la tensión lo mas constante posible, para

evitar daños en los artefactos y en vida útil cuando la tensión es demasiado elevada.

La ecuación de la Regulación de tensión se da a continuación:

| | | |

| |

Donde:

1.4.1.3 Caída de Tensión

La Caída de tensión en las líneas puede ser determinada por la siguiente ecuación.

Que viene de la siguiente ecuación

Donde:

[ ]

[ ]

[ ]

[ ]

[ ]

[ ]

[ ]

1.4.1.4 Perfil de Tensión

El perfil de tensión es diferente para los alimentadores que sirven a cargas urbanas y a cargas

rurales, en los alimentadores que sirven a consumidores urbanos, cada abonado tiene su

transformador; mientras que para consumidores rurales el transformador se ubica en un sitio

céntrico de donde se encuentran las propiedades.

1.4.1.5 Niveles de tensión permisibles

Los límites de tensión permisibles por el CONELEC con respecto al voltaje nominal se

muestran a continuación:

Subetapa 1 Subetapa 2

Alto Voltaje 7,0 % 5,0 %

Medio Voltaje 10,0 % 8,0 %

Bajo Voltaje. Urbanas 10,0 % 8,0 %

Bajo Voltaje. Rurales 13,0 % 10,0 %

Tabla 1

1.4.2 Pérdidas en un Sistema de Distribución Eléctrica

En un sistema eléctrico, uno de los aspectos relevantes es el de las pérdidas, la disminución de

éstas en un sistema de distribución implica la reducción de costos y ha sido tema de análisis.

1.4.2.1 Clasificación de Pérdidas

Las pérdidas en los sistemas de distribución se las puede clasificar en pérdidas técnicas y

no técnicas.

1.4.2.1.1 Pérdidas Técnicas

Estas son las pérdidas de energía que se dan a lo largo de las líneas que transportan la

energía hasta el usuario; estas pérdidas no van a desaparecer pero se pueden disminuir. En un

alimentador primario lo más conveniente es realizar reconfiguración de alimentadores primarios,

cambios de calibre del conductor, balance de cargas e instalaciones de bancos de capacitores.

1.4.2.1.2 Pérdidas no técnicas:

Llamadas también perdidas negras, las cuales consisten en el fraude eléctrico, como robo

de energía, mala facturación. La reducción de estas pérdidas es posible implementando

estrategias, y nuevas tecnologías permitiendo detectarlas.

1.4.3 Definición De Carga Instalada

Se puede decir que la carga instalada son todas las potencias nominales de todos los

aparatos de consumo conectados al sistema ya sea que estén operando o no. Se expresa

generalmente en KVA, MVA, KW, MW.

1.4.3.1 Definición De Curva De Carga

Es la representación gráfica de las demandas de potencia, de un consumidor en cada

instante de tiempo, durante un periodo.

1.4.3.2 Definición De Demanda

DEMANDA.- Es la potencia media activa, reactiva o aparente consumida en un determinado

intervalo de tiempo. La potencia consumida generalmente se la registra cada 15 min.

D Demanda (KW)

E Energía suministrada (KWh)

Intervalo de tiempo (horas)

DEMANDA MAXIMA.- Es el mayor valor de la potencia consumida en cierto periodo especificado

de tiempo.

DEMANDA PROMEDIO.- La demanda promedio en cualquier periodo es igual al número de KWh

consumidos, divididos entre el número de horas en el periodo considerado.

Dprom Demanda promedio

E Energía suministrada en (KWh)

T tiempo del periodo (h)

1.4.4 Definición De Factores

FACTOR DE CARGA.- Indica el aprovechamiento de la potencia instalada para satisfacer la

demanda.

Fc Factor de carga

Dprom Demanda promedio (KW)

Dmaxima Demanda máxima del sistema (KW)

FACTOR DE DEMANDA.- Indica el porcentaje máximo de la potencia instalada que esta siendo

utilizada en una instalación.

∑

Fdemanda Factor demanda

Dmaxima Demanda máxima

Carga instalada Carga instalada total en el sistema

FACTOR DE UTILIZACIÓN.- Indica el porcentaje de la capacidad de la instalación que esta siendo

utilizada en el instante de la demanda máxima.

Futilización Factor de utilización.

Dmáxima Demanda máxima (KW)

Cap inst Capacidad instalada del sistema (KW)

FACTOR DE PÉRDIDAS.- Es el porcentaje de tiempo que requiere el valor pico de una carga para

producir las mismas perdidas que las produce una carga real en tiempo dado.

FACTOR DE COINCIDENCIA.- Mide la fracción de la demanda máxima individual que cada usuario

contribuye para la demanda máxima.

∑

Fcoincidencia Factor de coincidencia

Dmáxima Demanda máxima

Dmaxima individual Demanda

CAPITULO II

2. ANÁLISIS DE PÉRDIDAS Y OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE

DISTRIBUCIÓN

2.1 CONFIGURADOR DE LA RED DE MEDIA TENSIÓN

2.2 ASIGNACIÓN DE CARGA PARA LA RED DE MEDIA TENSIÓN

2.3 ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIA UTILIZANDO SPARD MP. DISTRIBUTION PARA LA RED

DE MEDIA TENSIÓN

2.4 BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA

2.5 TÉCNICAS PARA LA OPTIMIZACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN

2.1 CONFIGURADOR DE LA RED DE MEDIA TENSIÓN

El configurador de la Red de media tensión modela un circuito ordenando su topología. Es

por esta razón que se hace necesaria esta aplicación para la ejecución de cualquier aplicación,

dentro del software Spard mp. Distribution.

El configurador recorre los nodos eléctricos y las secciones; esto lo realiza seleccionando un

punto de alimentación inicial y buscando en la base de datos la sección que contenga a este nodo

inicial, luego configura la sección que contiene al nodo inicial y al nodo final suponiendo una

inyección de potencia e identificando los elementos que pertenecen a dicho circuito.

Para ejecutar esta aplicación se elige en el menú Aplicaciones, la opción de configuración

de alimentadores y aparecerá la siguiente ventana:

Fig 2.1

Aquí se muestran todos los alimentadores disponibles y con el botón se los mueve

a la ventana de alimentadores seleccionados. Luego se hace click en Iniciar.

Una vez configurado las secciones de líneas de media tensión, éstos toman el color del

alimentador al cual pertenecen.

2.2 ASIGNACIÓN DE CARGA PARA LA RED DE MEDIA TENSIÓN

El problema de Asignación de carga en un sistema de distribución se debe a que como no se

conoce la carga con la que trabaja el transformador, se le asigna una carga dependiendo con los

parámetros con los que se disponen y dependiendo si se está analizando el sistema para

planeación o para operación.

Para ejecutar esta aplicación en el Spard mp Distribution, se elige en el menú Aplicaciones la

opción Asignación de Carga y a continuación se muestra la siguiente ventana.

Fig 2.2

En la ventana alimentadores disponibles se muestran los alimentadores que se encuentran

en la red, se seleccionan los alimentadores con los que se va a trabajar y el método de asignación

de carga más adecuado para el análisis del sistema. En nuestro caso se realizo el siguiente:

2.2.1 Ajustar lecturas proporcionalmente a la Capacidad de los transformadores

Esta opción se utiliza al querer analizar el alimentador desde el punto de vista operativo.

Como se sabe las lecturas de los alimentadores pueden ser introducidas a SPARD mp

Distribución, utilizando la opción de Lecturas de Alimentadores. En las que los datos a ingresar son

la fecha y hora, además el voltaje, la potencia en KW como en KVAr, la energía en KWh como en

KVArh, la corriente y el factor de potencia trifásica y por fases.

Cabe señalar que para la presente tesis se ha creído conveniente utilizar este método de

asignación de carga debido a que se cuenta con estos datos.

El proceso de asignación de carga mediante este método utiliza un procedimiento

iterativo, sumando las capacidades de los transformadores del circuito y calculando un factor de

demanda; luego, corre un flujo de carga y compara los datos para el alimentador siendo estas

diferentes debido a las pérdidas del sistema, para lo que Spard mp Distribution, descuenta las

pérdidas de las lecturas y calcula un nuevo factor de demanda y las cargas en cada nodo,

volviendo a correr flujo de carga, repitiendo el proceso hasta que exista un error mínimo.

Las ecuaciones para asignar carga para cada donde exista transformador son las

siguientes.

∑

∑

Donde:

2.3 ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIA UTILIZANDO SPARD MP. DISTRIBUTION PARA LA RED DE

MEDIA TENSIÓN.

En un sistema de distribución radial, el problema de flujo de carga matemáticamente

hablando es encontrar la solución a un sistema de ecuaciones donde las incógnitas son los voltajes

para cada nodo en magnitud y ángulo, y mediante éstos hallar los flujos de potencia y pérdidas en

líneas y transformadores. Donde se considera a la Subestación como un punto de inyección de

potencia y a los transformadores como cargas.

Para ejecutar la Aplicación de Flujo de Carga Balanceado Primario, en el menú

Aplicaciones, se escoge la opción Flujo de Carga, la opción Flujo de Carga Radial Balanceado

Fig 2.3

Para ejecutar la Aplicación de Flujo de Carga Desbalanceado Primario, en el menú

Aplicaciones, se escoge la opción Flujo de Carga, la opción Flujo de Carga por Fases.

Fig 2.4

En ambas opciones se tienen la ventana de Alimentadores disponibles, la ventana de

Alimentadores seleccionados donde se encuentran los Alimentadores a los cuales se aplican Flujos

de carga, también existe la opción de Generar reporte.

2.3.1.1 Algoritmo utilizado por el Spard mp. Distribution.

2.3.1.1.1 Algoritmo Del Flujo De Carga Balanceado Primario

En un sistema radial, acumula las cargas por secciones, en la primera sección se acumulan

las cargas que fluyen por esta y las totaliza como P+ jQ, que es la suma de las cargas de los demás

nodos, más las pérdidas en las secciones aguas abajo.

NO

SI

Las pérdidas en las secciones no son conocidas con anterioridad, para ello se sigue los

siguientes pasos:

Ingreso de datos del sistema

Tensiones iniciales 1.0 en p.u.

Ploss Ri Pi2 Qi

2

VRi2

Qloss Xi Pi2 Qi

2

VRi2

Xi reactancia de la secci n i Pi Qi Cargas acumuladas que fluyen por la secci n i

Cálculos de las pérdidas en las secciones:

Donde: Ri resistencia de la secci n i

VR4 VR

2 P R Q X Vs2 R2 X2 P2 Q2

Resolver:

Calcular flujos de potencia

Finalizar

¿Los nuevos voltajes se

encuentren dentro de un

error permitido?

2.3.1.1.2 Algoritmo Del Flujo De Carga Desbalanceado Primario1

El algoritmo que se emplea para calcular el flujo de carga desbalanceado, es análogo al flujo de carga balanceado, sólo que en este caso los cálculos se hacen por fase.

Asigne voltajes iniciales en las fases de todos los nodos del

sistema.

Ii Pi jQi

Vi yig Vi

Iib Pib jQib

Vib yigb Vib

Iic Pic jQic

Vic yigc Vic

Ii Iib Iic fasores de corrientes inyectadas en las fases a b c del nodo i

𝑃𝑖𝑎 𝑃𝑖𝑏 𝑃𝑖𝑐 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎𝑠 𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑛𝑜𝑑𝑜 𝑖

𝑄𝑖𝑎 𝑄𝑖𝑏 𝑄𝑖𝑐 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎𝑠 𝑟𝑒𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑛𝑜𝑑𝑜 𝑖

𝑦𝑖𝑔𝑎 𝑦𝑖𝑔𝑏 𝑦𝑖𝑔𝑐 𝐴𝑑𝑚𝑖𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎𝑠 𝑎 𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑞𝑢𝑒 𝑒𝑠𝑡 𝑛 𝑐𝑜𝑛𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑎𝑠 𝑎𝑙 𝑛𝑜𝑑𝑜 𝑖

𝑉𝑖𝑎 𝑉𝑖𝑏 𝑉𝑖𝑐 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑛𝑜𝑑𝑜 𝑖

Calcular las corrientes inyectadas en los nodos para cada una de las fases:

Calcular las corrientes (por fase) que fluyen por

las líneas

Calcular las caídas de voltaje (por fase) desde la

subestación hasta el final del circuito

Calcular los voltajes nodales y por fase en cada fase de cada

nodo de acuerdo a las caídas calculadas anteriormente

La variación en voltajes es

muy pequeña

Calcule pérdidas y flujos

Finalizar

2.4 BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA.

El software tiene la opción de resumir las pérdidas totales del sistema, separándola en

pérdidas de la red primaria, transformadores de distribución y red secundaria.

Para ejecutar esta aplicación se va al menú Aplicaciones, en la opción Balance de Potencia y

Energía, a continuación en Generar Balance y dependiendo de los datos con los que se cuenta,

escoger la opción de Usar Flujo de Carga Radial, o Usar Flujo de Carga Desbalanceado.

A continuación se despliega una tabla con los Reportes Generados

Fig. 2.5

Si se desea observar solamente el balance de potencia seleccione en el Menú Aplicaciones,

Balance de Potencia y Energía, la opción Ver Balance de Potencia (KW). Si se desea observar

solamente el balance de energía seleccione en el Menú Aplicaciones, Balance de Potencia y

Energía, la opción Ver Balance de energía (KWh).

2.4.1 Pérdidas De Potencia

Las pérdidas de Potencia en el sistema de distribución son la sumatoria de las pérdidas en

media tensión, las pérdidas en baja tensión y las pérdidas por los trasformadores.

Las Pérdidas de Potencia en la red de media tensión es la sumatoria de las pérdidas de

potencia, que se activa en todas las secciones de la red de media tensión.

Las Pérdidas de Potencia de los transformadores son la suma de las pérdidas de potencia

activa de los transformadores. Las pérdidas de potencia están dadas por la siguiente relación:

(

)

√

2

(

)

Donde:

[ ] [ ]

Las Pérdidas de Potencia en la red de baja tensión es el resultado de las pérdidas de

potencia activa en todas las secciones de la red de baja tensión.

El porcentaje de pérdidas de potencia esta dado por la siguiente ecuación:

2.4.2 Pérdidas De Energía.

Las pérdidas de Energía del sistema de distribución están dadas por la sumatoria de las

pérdidas de energía de media tensión, las pérdidas de energía de baja tensión, las pérdidas de

energía de los transformadores y las pérdidas no técnicas.

Las pérdidas de energía de media tensión están dadas por:

Las pérdidas de energía de baja tensión están dadas por:

∑

Las pérdidas de energía de los transformadores están dadas por:

((

) (

√ 2 22

)

2

(

))

Las pérdidas no técnicas estan dadas por:

El porcentaje de pérdidas de energía esta dado por la siguiente ecuación:

Donde:

2.5 TÉCNICAS PARA LA OPTIMIZACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN

2.5.1 Reconfiguración en Alimentadores Primarios.

2.5.1.1 Introducción.

El objetivo de la Reconfiguración es el de obtener pérdidas globales mínimas en el sistema,

ya que algunas cargas puedan estar suministradas por alimentadores con tramos muy largos por lo

que se pueden producir pérdidas en el trayecto; además obtener beneficios tales como el

balanceo de carga y el mejoramiento de los niveles de tensión.

La Reconfiguración de Alimentadores consiste en transferir carga de un circuito a otro,

provenientes o no de distintas subestaciones. El problema a solucionar consiste en determinar en

que estado se deben encontrar los seccionadores, de tal manera que cumplan con ciertas

condiciones de radialidad del circuito y el que todas las cargas estén servidas

2.5.1.2 Técnicas y Métodos

El tema de reconfiguración ha sido abordado por diversas técnicas y modelos que tienen

diferentes grados de complejidad, donde principalmente existen dos tendencias estas son:

programación lineal y métodos heurísticos.

2.5.1.3 Algoritmo utilizado por Spard mp. Distribution.

Spard mp. Distribution utiliza como base un algoritmo heurístico. El algoritmo se describe

a continuación.

Vector de frontera: Conjunto de secciones de líneas en que cada nodo pertenece a distinto

circuito; inicialmente son las líneas con switches abiertos.

Analizar Vector de Frontera:

Sea dos nodos A y B separados mediante un seccionador. Se analiza si el Voltaje en el nodo A es

mayor que el Voltaje en el nodo B, luego se simula el traspaso del nodo B hacia el circuito que

contiene al nodo A, posteriormente se analiza si el voltaje en el nodo B nuevo es mayor que el

voltaje en el nodo B antiguo, de ser así se transfiere la carga del nodo B hacia el alimentador que

contiene al nodo A; de esta forma la frontera se desplaza un tramo más. Y se continúa hasta que

no se obtenga una mejora en el voltaje.

INICIO

Seleccionar nodos

terminales de cada circuito

Eliminar cargas laterales y las

concentra en el punto más

cercana a la barra inicial de cada

circuto

Formar Vector

Frontera*

Analizar cada

Frontera**

Se Puede cambiar

Fronteras

Terminar

si

no

2.5.2. Ubicación de capacitores en Alimentadores Primarios

2.5.2.1 Introducción.

El problema general de la ubicación de capacitores o PUC (o CPP, Capacitor Placement

Problem), consiste en encontrar la localización de los capacitores y determinar el tipo y tamaño

del banco para el Sistema de Distribución en estudio.

La instalación de Banco de Capacitores es una herramienta que ayuda a la reducción de

pérdidas y utilizada para mejorar el perfil de tensión, aumentando de esta manera la capacidad de

las subestaciones y alargando la vida útil de las redes primarias. También se pueden obtener otros

beneficios como el de mejorar el factor de potencia y la reducción de cargos por alta demanda de

reactivos.

2.5.2.2 Técnicas y Métodos

Algunas técnicas y métodos se han implementado para la solución al problema de la

ubicación del banco de capacitores, tales como: heurísticas, métodos basados en inteligencia

artificial como: algoritmos genéticos, redes neuronales, las regla de los 2/3, programación no

lineal

2.5.2.3 Algoritmo utilizado por el Spard mp. Distribution

Spard mp. Distribution utiliza programación no lineal, el cual minimiza una función

objetivo, en término de costos de inversión en condensadores, más las de las pérdidas del circuito

bajo las restricciones de satisfacer las ecuaciones del flujo de carga, para máximas y mínimas

cargas sin violar límites de voltaje especificados.

El algoritmo con el que trabaja utiliza la ecuación de la reducción de pérdidas sujeta a

condiciones económicas.

| |2 2 2

2

De la ecuación 2.13 los parámetros conocidos son la R (impedancia del conductor), P

(Potencia generada en el nodo) y V (Voltaje en el nodo); por ende el parámetro que se puede

variar es Q (carga reactiva en el nodo).

La Carga total reactiva, se la puede denotar como la diferencia de la Carga Inductiva y la

Carga Capacitiva

Por lo tanto la Ecuación 2.13 se puede expresar como:

2

2

2

Este algoritmo también debe estar sujeto a restricciones de tensión esto es

Para análisis de costo Spard mp. Distribution utiliza la siguiente ecuación.

Donde:

[ ]

[ ]

CAPITULO III

3. DESCRIPCIÓN DE LA S/E OBRAPÍA Y S/E SAN CAYETANO,

Y DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS DE OPERACIÓN

3.1 Descripción del sistema eléctrico de EERSSA

3.2 Área de concesión

3.3 Etapas de obtención de información

3.4 Descripción de la subestación Obrapía

3.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE EERSSA

La Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. (EERSSA) empresa distribuidora de energía

eléctrica, cuyo objetivo es cumplir y hacer cumplir el marco Jurídico establecido para el

sector eléctrico formado por la Constitución, Leyes, Reglamentos y Regulaciones.

3.2 ÁREA DE CONCESIÓN

La EERSSA a partir del 19 de marzo de 1973, brinda su servicio en las provincias de Loja,

Zamora Chinchipe y Gualaquiza de la provincia de Morona Santiago.

Cuenta con cuatro subestaciones en la ciudad de Loja los cuales son:

Subestación Norte

Subestación Sur

Subestación San Cayetano

Subestación Obrapia

Está cuenta con los siguientes niveles de tensión:

NIVELES ZONAS TENSIÓN

Alta tensión Sistemas de distribución 69 (kV)

Media tensión

Zona Loja 13.8/7.97 (kV)

Zona Oriental 22/12.7 (kV)

Baja tensión

Sistemas monofásicos 240/120 (V)

Sistemas trifásicos 220/127 (V)

Tabla 2

3.3 AREA DE ESTUDIO

El área de estudio será la parte céntrica de la ciudad de Loja

Fig. 3.1

3.4 ETAPAS DE OBTENCIÓN DE INFORMACIÓN

Una buena modelación del sistema es importante ya que se trata de tener una configuración

real, para lograrlo es necesario realizar con detalle y precisión el levantamiento de los

componentes de la red.

Sin embargo este proceso ya fue realizado momentos antes, lo que en este proyecto se

realizara un estudio del proceso que se utilizo para el levantamiento información.

3.4.1 Levantamiento de información de la subestación

Datos importantes para realizar el levantamiento:

Cada una de las subestaciones se identifica con único código, de tal forma que no

pueda repetirse.

Determinar el nombre y ubicación de la subestación.

El voltaje principal, la carga pico que soporta, capacidad instalada.

Fijar el número de alimentadores, el código y nombre con que se identifican.

Es de Suma importancia es la identificación de la salida del alimentador.

Obtener los datos de las placas de los transformadores.

Necesario tener las demandas del alimentador.

3.4.2 Levantamiento de información de la troncal

Se identifica los siguientes aspectos:

La secuencia de las fases A B C del alimentador.

A partir del primer poste, puntualizar el tipo, la altura, tipo de estructura (de

acuerdo a las normas establecidas por la EERSSA), la longitud, el tipo de

conductor, el número de fases, y el código proporcionado a este. Así se repite

para cada uno de los postes.

El código de la sección de línea, su longitud, el tipo de conductor, clase de sección

(aérea o subterránea), detallar el numero de fases.

Al instante de localizar los transformadores es necesario notar el código, la

capacidad, la conexión, y marca.

El código del condensador donde también debe ser único y de modo que no

puede repetir por ninguna circunstancia, particularizar la capacidad y voltajes

nominales. Además identificar a las fases y el tipo de conexión de condensador.

En los seccionadores se procede de igual forma designando un código, descripción

textual de estos, voltajes, corrientes nominales, la fase a la cual esta conectado,

tipo (trifásico o conectado a cada una de las fases), importante es el estado del

transformador si esta abierto o cerrado.

Al igual que los equipos anteriores se asigna un código, y una descripción textual

con el regulador con las diferencias que debe especificar la impedancia en

porcentaje, la capacidad y voltajes nominales. Las fases a las que esta conectado,

el tap mínimo y máximo a las que soporta el regulador como también identificar el

tap actual de este.

La información necesaria para el fusible es un código, el tipo, curva, corriente

nominal y las fases.

3.5 DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN OBRAPÍA

Fig.3.2

La subestación Obrapía (01) ubicada al Noroeste de la ciudad de Loja, en la parroquia Obrapía en

las calles vía Villonaco y Shushu-Huaico. De tipo convencional la cual tiene barra principal y de

transferencia su función es que además de reducir de 69Kv a 13.8Kv, sirve de enlace hacia las

subestaciones de Norte, Sur, San Cayetano y Catamayo. La subestación recibe energía

directamente del Sistema Nacional Interconectado (SNI), esta tiene una capacidad de 10MVA, con

ONAN y 12,5 de ONAF. Cuenta con dos transformadores cada uno de 5MVA, marca PAUWELS

TRAFO BELGIUM, con grupo de conexión YNyn0d5 del año 1977. Cuenta con seis alimentadores:

Alimentador Chontacruz

Alimentador IV Centenario

Alimentador Hospital

Alimentador Celi Román

Alimentador Villonaco

Alimentador Consacola

Fig.3.3

3.5.1 Área de influencia de la subestación Obrapía

La subestación Obrapía brinda energía eléctrica a la zona céntrica y a la zona Noreste de la

ciudad de Loja.

3.5.2 Alimentadores primarios utilizados para el análisis de la Subestación ObrapÍa

Para el presente estudio vamos a considerar cuatro alimentadores que se describirá a

continuación debido a que se tomara los alimentadores que abastecen a la parte céntrica de la

ciudad de Loja.

En una forma general en cada uno de los alimentadores se encuentra constituido por las

siguientes tipos de estructuras:

TIPO DE ESTRUCTURAS: en todo el trayecto de este alimentador cuenta con los siguientes tipos de

estructuras, cabe recalcar que las siglas que se mostraran a continuación son propias de la

Empresa Eléctrica Regional del Sur.

CARACTERISTICAS DEL CIRCUITO

Descripción Tipo Cantidad

Tip

os

de

Est

ruct

ura

s

RC 113

RU 382

SV 182

RRU 97

SU 435

AU 118

RRV 24

P 63

PP 16

ARR 4

RRC 65

AR 4

SC 168

AC 85

HRR 14

RV 52

AV 15

TOTAL 1837

3.5.2.1 Descripción del alimentador Chontacruz

Brevemente se detallara como esta constituido el alimentador

CUBRE A LAS CALLES PRINCIPALES: Vía de Integración Barrial, Vía Obrapía, Av. Eugenio Espejo,

Paraguay, Brasil, Colombia, Canadá, Estados Unidos, Venezuela, Argentina, , España, México,

Perú, Huaoranis, Galcochima , Grecia, Guayana, Rumiñahui.

Fig.3.4

TRANSFORMADORES: a continuación se mostrara los tipos de transformadores que se encuentran

en todo el recorrido de alimentador con sus respectivas capacidades y marca.

ALIMENTADOR CHONTACRUZ

TRAFOS CANTIDAD CAPACIDAD (KVA) MARCA

BA

NC

OS

3 BCO_3x10_BGA Westinghouse

3 BCO_3x25_BGA Ecuatran, Moretran

M

ON

OFA

SIC

OS

4 TRF_3_1_BG Jimm Electric , Rymel

10 TRF_5_1_BG Ecuatran,Rymel,Jimm Electric,Magnetron,Howard,Rymel

2 TRF_5_1_CG Rymel , Ecuatran

3 TRF_7.5_1_BG Cesa,Federated

38 TRF_10_1_BG General Electric, Ecuatran, Magnetron, Westinghouse, Abb, Ermco, Siemens, Inatra, Wagner, Cooper

6 TRF_10_1_CG Ecuatran, Inatra

50 TRF_15_1_BG Ermco, Rymel , Ecuatran, Inatra , Westinghouse, Inatra, Wagner,

Allis Chalmers, Siemens, Moretran,General Electric, Howard, Abb

5 TRF_15_1_CG Rymel,Inatra

53 TRF_25_1_BG Moretran,Ecuatran, Inatra,Mc Graw, Westinghouse,

17 TRF_37.5_1_BG Ecuatran,Inatra,Siemens,Ermco,Siemens,Westinghouse , Moretran, Cooper

10 TRF_50_1_BG Westinghouse, Ecuatran

T

RIF

ASI

CO

S

1 TRF_30_3_FEC Ecuatran

1 TRF_50_3_FEC Inatra

Generalmente se podría decir que el alimentador esta constituido por:

ALIMENTADOR CHONTACRUZ

Número de transformadores 206

Potencia total instalada (KVA) 4232

Número de nodos eléctricos 986

Número de líneas 984

Longitud total (m) 41046.8

3.5.2.2 Descripción del alimentador IV Centenario

CUBRE A LAS CALLES PRINCIPALES: Miguel Riofrío, Maximiliano R., Venezuela, Inés Jiménez,

Ramón Pinto, Alonso de Mercadillo, Av. Pio Jaramillo, Quinara, Paracas, Av. Manuel Carrión

Pinzano, Tnte. M. Rodríguez, José A, Palacios, Macchu Picchu, Av. De Los Incas, Aymaras,

Quitumbe, José A. Palacios, Azuay.

Fig.3.5

TRANSFORMADORES:

Alimentadores IV Centenario


BA

NC

OS

2 BCO_2x15_BGE Westinghouse, Ecuatran

1 BCO_2x25_BGE Ecuatran

1 BCO_2x37.5_BGE Westinghouse

5 BCO_3x10_BGA Westinghouse, General Electric, Ecuatran

2 BCO_3x15_BGA Ermco, Westinghouse

1 BCO_3x25_BGA Ecuatran

MO

NO

FASI

CO

S

1 TRF_5_1_BG Jimm Electric

1 TRF_10_1_CG Rymel

11 TRF_10_1_BG General Electric, Westinghouse, Ecuatran , Allis Chalmers,

1 TRF_15_1_CG Ecuatran, Westinghouse, Cooper

21 TRF_15_1_BG Ecuatran, Westinghouse, Cooper

2 TRF_25_1_DG Ecuatran, Inatra

35 TRF_25_1_BG Westinghouse, Ecuatran, Rymel, General Electric, Wagner, Ermco, Moretran

5 TRF_37.5_1_BG Abb, Ecuatran , Westinghouse,

3 TRF_50_1_BG Ecuatran, Westinghouse, Cooper

TRIF

ASI

CO

S

3 TRF_30_3_FEC Inatra, Cooper

1 TRF_45_3_IEC Inatra

1 TRF_45_3_FEC General Electric


1 TRF_50_3_IEC Ecuatran

1 TRF_60_3_IEC Transfotur



1 TRF_150_3_IEC Unido S.A.

ALIMENTADOR IV CENTENARIO


Potencia total instalada (KVA) 2882.5




3.5.2.3 Descripción del alimentador Hospital

CUBRE A LAS CALLES PRINCIPALES: Av. Manuel Carrión Pinzano, Ramón Pinto, J.A. Eguiguren, 18

Noviembre, Miguel Riofrío, S. Juan de Dios, Colón, Eplicachima, Juan J. Samaniego, 10 de Agosto,

José María Peña, Calcochima, Av. Universitaria.

Fig.3.6

TRANSFORMODARES (KVA):

Alimentadores Hospital

TRAFOS CANTIDAD CAPACIDAD (KVA)

MARCA

1 BCO_2x25_BGE Ecuatran

2 BCO_3x10_BGA General Electric, Ermco

6 BCO_3x15_BGA Wagner, Westinghouse, Allis Chalmers, Edisson, Ecuatran

3 BCO_3x25_BGA Westinghouse, Ecuatran

2 BCO_3x37.5_BGA Ecuatran

1 BCO_3x100_DGA Ecuatran

MO

NO

FASI

CO

S

1 TRF_7.5_1_BG Cesa

9 TRF_10_1_BG Westinghouse, Ecuatran, Siemens, Cesa, Inatra, General Electric, Allis Chalmers

2 TRF_15_1_CG Ecuatran

13 TRF_15_1_BG Siemens, Mc Graw, General Electric, Ermco, Ecuatran, Inatra

4 TRF_25_1_DG Ecuatran, Inatra

19 TRF_25_1_BG Ecuatran Westinghouse, Inatra, Moretran

1 TRF_37.5_1_DG Inatra

13 TRF_37.5_1_BG Westinghouse, Ecuatran, Inatra, Moretran, Wagner

4 TRF_50_1_BG Ecuatran, Ermco, Inatra

TRIF

ASI

CO

S 2 TRF_30_3_IEC Inatra

2 TRF_30_3_FEC Padmounted, Ecuatran

1 TRF_45_3_IBC Inatra

3 TRF_45_3_FEC Aeg

3 TRF_50_3_FEC Ecuatran, Wagner, Magnetron

3 TRF_50_3_IEC Ecuatran, Inatra

1 TRF_75_3_E Ecuatran

4 TRF_75_3_FFC Magnetron

1 TRF_75_3_FDC Siemens

4 TRF_75_3_FBC Ecuatran

4 TRF_75_3_IEC Ecuatran, Rymel

2 TRF_100_3_IEC Ecuatran, Inatra

1 TRF_112.5_3_FEC Inatra


2 TRF_150_3_FEC Ecuatran, Siemens


1 TRF_200_3_FCC Ecuatran

1 TRF_200_3_IFC Ecuatran

1 TRF_225_3_FEC Siemens


1 TRF_500_3_IEC Pauwels

ALIMENTADOR HOSPITAL






3.5.2.4 Descripción del alimentador Celi Román

CUBRE A LAS CALLES PRINCIPALES: Puebla, Av. Manuel Carrión, José Riofrío, Ramón Burneo,

Benjamín Pereira, Av. Cuxibamba, Av. Gran Colombia, Guaranda, Juan María Riofrío, Mons.

Francisco Valdivieso, Francisco Valdivieso, Francisco Arias, Puebla, Clotario Paz, Manuel Vivanco,

Riobamba, Santo Domingo De Los Colorados.

Fig.3.7

TRANSFORMADORES:

ALIMENTADORES CELI ROMÁN


BA

NC

OS

2 BCO_2x10_BGE Ecuatran, Rymel

1 BCO_2x15_BGE Ermco

1 BCO_3x10_BGA General Electric

1 BCO_3x15_BGA Wagner, Westinghouse, Allis Chalmers, Edisson, Ecuatran

1 BCO_3x25_BGA Westinghouse, Ecuatran

1 BCO_3x37.5_BGA Ecuatran

1 BCO_10_15_BGE Ecuatran

1 BCO_15_50_BGE Cesa

1 BCO_7.5_50_BGE Westinghouse, Ecuatran, Siemens, Cesa, Inatra, General Electric, Allis Chalmers

1 BCO_15_37.5_BGE Ecuatran

MO

NO

FASI

CO

S

4 TRF_5_1_BG Siemens, Mc Graw, General Electric, Ermco, Ecuatran, Inatra

1 TRF_10_1_CG Ecuatran, Inatra

18 TRF_10_1_BG Ecuatran Westinghouse, Inatra, Moretran

1 TRF_15_1_CG Inatra

36 TRF_15_1_BG Westinghouse, Ecuatran, Inatra, Moretran, Wagner

3 TRF_25_1_DG Ecuatran, Ermco, Inatra

37 TRF_25_1_BG Inatra

1 TRF_37.5_1_DG Ecuatran

21 TRF_37.5_1_BG Inatra

5 TRF_50_1_BG Ecuatran, Inatra

2 TRF_30_3_IEC Ecuatran, Wagner, Magnetron

T

RIF

ASI

CO

S

5 TRF_30_3_FEC Ecuatran, Inatra


1 TRF_50_3_EEC Magnetron

4 TRF_50_3_FEC Siemens


2 TRF_75_3_FEC Ecuatran, Rymel

1 TRF_100_3_FEC Ecuatran, Inatra

1 TRF_112.5_3_FBC Inatra

1 TRF_150_3_IJC Ecuatran

1 TRF_150_3_IEC Ecuatran, Siemens


ALIMENTADOR CELI ROMAN






3.5.3 Cálculo de la demanda

Se obtuvo la demanda de los alimentadores de todo el año 2011, para poder determinar los

parámetros se escogió el día y la hora donde se produjo la demanda máxima de cada uno de

los alimentadores.

3.5.3.1 Demanda máxima

Se obtuvieron estos datos del día de consumo máximo

ALIMENTADOR DIA DE LA DEM. MAXIMA

HORA DE LA DEM. MAXIMA

POT. ACTIVA (KW)

POTENCIA REACTIVA (KVAR)

POT. APARENTE (KVA)

FACTOR DE POTENCIA

IR IS IT

Chontacruz 20/01/2011 14:15 2995 1404 3307,75 0,89 151 147 133

IV Centenario 14/05/2011 10:45 2525 1113 2759,42 0,91 103 128 125

Hospital 17/03/2011 17:45 2390 807 2522,57 0,89 98 101 121

Celi Roman 08/04/2011 21:30 2833 423 2864,41 0,89 107 151 11

3.5.3.2 Demanda mínima

ALIMENTADOR DIA DE LA DEM. MAXIMA

HORA DE LA DEM. MAXIMA

POT. ACTIVA (KW)

POTENCIA REACTIVA (KVAR)

POT. APARENTE (KVA)

FACTOR DE POTENCIA

IR IS IT

Chontacruz 01/01/2011 6:43 618 417 745,53 0,81 39 35 15

IV Centenario 08/05/2011 6:30 474 286 553,6 0,84 18 28 22

Hospital 30/03/2011 4:30 613 384 723,34 0,84 28 27 36

Celi Román 17/04/2011 16:15 524 119 537,34 0,94 16 34 17

3.5.4 Cálculo de los parámetros eléctricos de los alimentadores en análisis de la

subestación de ObrapÍa

Para la realización de estos cálculos utilizamos información mediante la base de datos de

Spard de enero del 2012, además se baso en las formulas descritas anteriormente.

3.5.3.1 Cálculo de los parámetros eléctricos

Para el cálculo de la demanda promedio se utilizó la , para ello se trabajó en el mes de

demanda máxima. El cálculo del factor de carga, factor de demanda se obtuvo a partir de las

y

ALIMETADOR CAP. INSTALADA (KVA)

DEM. PROMEDIO (KW)

FACTOR DE DEMANDA

FACTOR DE CARGA

FACTOR DE POT. PROMEDIO

ENERGIA ACTIVA(KWh-mes)

ENERGIA REACTIVA (KVARh-mes)

Chontacruz 4232 1035,39 0,78 0,35 0,865 770329,5 381415,5

IV Centenario 2882,5 862,2 0,96 0,34 0,87 641477,25 307701,25

Hospital 7675 1350 0,33 0,565 0,94 1004487 433883,25

Celi Román 5105 1193,3 0,572 0,42 0,97 859178,5 402602

3.5.5 Estudio de flujo de potencia

El análisis de Flujo de potencia permite determinar la potencia activa y reactiva en cada línea del

sistema y también proporciona las tensiones en cada una de las barras, para condiciones dadas.

El flujo de carga es muy importante para la operación y planeación de sistemas eléctricos de

potencia y sus mejores condiciones.

PROCEDIMIENTO

1. Ingresar los datos de lectura de alimentadores a fecha y hora de demanda máxima, estos

datos (trifásicos como monofásicos) son los siguientes:

Potencia activa

Potencia reactiva

Energía activa

Energía reactiva

Corriente

Factor de potencia

voltaje

2. Asignar datos de factor de carga, factor de potencia promedio, factor de demanda, factor

de perdidas (donde el Spard calcula internamente)

3. Configuración topológica de la red de media tensión

4. Asignación de carga en media tensión, escogiendo la segunda opción (lectura proporcional

a la capacidad de los transformadores)

5. Flujos de carga balanceados en media tensión

6. Flujos de carga desbalanceados en media tensión

3.5.5 Algoritmo Del Flujo De Carga Balanceado Primario

En un sistema radial, acumula las cargas por secciones, en la primera sección se acumulan

las cargas que fluyen por esta y las totaliza como P+ jQ, que es la suma de las cargas de los demás

nodos, más las pérdidas en las secciones aguas abajo.

Las pérdidas en las secciones no son conocidas con anterioridad, para ello se sigue los

siguientes pasos:

NO

SI

3.5.6 Algoritmo Del Flujo De Carga Desbalanceado Primario

El algoritmo que se emplea para calcular el flujo de carga desbalanceado, es análogo al

flujo de carga balanceado, sólo que en este caso los cálculos se hacen por fase.

Ingreso de datos del sistema

Tensiones iniciales 1.0 en p.u.

Ploss Ri Pi2 Qi

2

VRi2

Qloss Xi Pi2 Qi

2

VRi2

Xi reactancia de la secci n i Pi Qi Cargas acumuladas que fluyen por la secci n i

Cálculos de las pérdidas en las secciones:

Donde: Ri resistencia de la secci n i

VR4 VR

2 P R Q X Vs2 R2 X2 P2 Q2

Resolver:

Calcular flujos de potencia

Finalizar

¿Los nuevos voltajes se

encuentren dentro de un

error permitido?

Asigne voltajes iniciales en las fases de todos los nodos del

sistema.

Ii Pi jQi

Vi yig Vi

Iib Pib jQib

Vib yigb Vib

Iic Pic jQic

Vic yigc Vic

Ii Iib Iic fasores de corrientes inyectadas en las fases a b c del nodo i

𝑃𝑖𝑎 𝑃𝑖𝑏 𝑃𝑖𝑐 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎𝑠 𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑛𝑜𝑑𝑜 𝑖

𝑄𝑖𝑎 𝑄𝑖𝑏 𝑄𝑖𝑐 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎𝑠 𝑟𝑒𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑛𝑜𝑑𝑜 𝑖

𝑦𝑖𝑔𝑎 𝑦𝑖𝑔𝑏 𝑦𝑖𝑔𝑐 𝐴𝑑𝑚𝑖𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎𝑠 𝑎 𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑞𝑢𝑒 𝑒𝑠𝑡 𝑛 𝑐𝑜𝑛𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑎𝑠 𝑎𝑙 𝑛𝑜𝑑𝑜 𝑖

𝑉𝑖𝑎 𝑉𝑖𝑏 𝑉𝑖𝑐 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑛𝑜𝑑𝑜 𝑖

Calcular las corrientes inyectadas en los nodos para cada una de las fases:

Calcular las corrientes (por fase) que fluyen por

las líneas

Calcular las caídas de voltaje (por fase) desde la

subestación hasta el final del circuito

Calcular los voltajes nodales y por fase en cada fase de cada

nodo de acuerdo a las caídas calculadas anteriormente

La variación en voltajes es

muy pequeña

Calcule pérdidas y flujos

Finalizar

Escenario de demanda máxima

Al correr flujo de carga tanto balanceado como desbalanceado se obtiene como resultado (ver en

el anexo1) lo siguiente:

FLUJOS DE POTENCIA A DEMANDA MAXIMA

ALIMENTADOR PERDIDAS DE POTENCIA

CAIDA DE TENSION REGULACION DE TENSION

FACTOR DE POTENCIA

Chontacruz Considerable sobrepasa limites Considerable Bajo

IV Centenario Considerable Considerable Considerable Bajo Hospital Considerable Considerable Considerable Considerable Celi Roman Considerable Considerable Considerable Considerable

Escenario de demanda mínima

Los resultados de correr flujos balanceados y desbalanceados se encuentran en el (anexo 1), se

puede decir que el sistema tiene los siguientes problemas:

FLUJOS DE POTENCIA A DEMANDA MINIMA


CAIDA DE TENSION REGULACION DE TENSION

FACTOR DE POTENCIA

Chontacruz Considerable sobrepasa limites Considerable Bajo

IV Centenario Considerable Considerable Considerable Bajo

Hospital Considerable Considerable Considerable Bajo

Celi Roman Considerable Considerable Considerable Considerable

CAPITULO IV

4.- ESTUDIO DE RECONFIGURACIÓN Y OPTIMIZACIÓN DE LOS

ALIMENTADORES DE LA SUBESTACIÓN OBRAPIA.

4.1 RECONFIGURACIÓN DE LOS ALIMENTADORES PRIMARIOS

4.2 UBICACIÓN DE CAPACITORES.

4.1 Reconfiguración de los alimentadores primarios.

La Reconfiguración de alimentadores emprendido en este estudio se realiza en base en los

siguientes criterios:

Se limita las maniobras de abrir y cerrar seccionadores para la transferencia de carga de

una sección del alimentador a otra sección del mismo alimentador, y la transferencia de

carga entre alimentadores que se encuentran con demasiado carga hacia otros

alimentadores menso cargados; con el fin de que el costo de la reconfiguración no se

eleve, obteniendo de esta manera la mejor configuración disminuyendo las pérdidas.

Considerar una caída máxima en los niveles de tensión de 3,5 % referido al valor nominal.

Reutilizar si es el caso de equipos disponibles

PROCEDIMIENTO PARA LA REALIZACION ÓPTIMA DE LA TRANSFERENCIA

Se escoge los puntos donde se realiza el seccionamiento de la carga y la transferencia. Esta

función se debe adaptar a los requerimientos del estudio como son: Minimizar el nivel de

pérdidas de potencia del alimentador y mantener los niveles de voltaje y sobrecarga en

condiciones aceptables.

Cambios que se realizó antes de la reconfiguración

Fig.4.1

SW SECCION ELNODE1 ELNODE2 ESTADO INICIAL

USO INICIAL

SECC_0111_0112

SLM_000665_0111

NEM_000664_0111

NEM_000665_0111

ABIERTO SEPARABA CONTACRUZ CON IV CENTENARIO

ESTADO ACTUAL USO ACTUAL TIPO DIRECCIÓN

CERRADO IV CENTENARIO CUCHILLA VENEZUELA Y ARGENTINA

Fig.4.2

SW SECCION ELNODE1 ELNODE2 ESTADO INICIAL USO INICIAL

SW2040 SLM_CE0054_0111 NEM_000293_0111 NEM_CE0054_0111 CERRADO CHONTACRUZ


abierto SEPARA CHONTACRUZ CON IV CENTENARIO FUSIBLE PARAGUAY Y S/N

Fig.4.3


SW2714 SLM_000629_0111 NEM_000629_0111 NEM_000628_0111 CERRADO CHONTACRUZ


abierto SEPARA CHONTACRUZ CON IV CENTENARIO

Fig.4.4


SW2911 MVLS9047 MVEL9902 NEM_002343_0114 ABIERTO SEPARABA CELI ROMAN CON NORT


CERRADO NORTE FUSIBLE PEDRO DE CIANCA Y DIEGO DE VACA

Fig.4.5


SW2042 SLM_000314_0111 NEM_000313_0111 NEM_000314_0111 CERRADO CHONTACRUZ


abierto CHONTACRUZ FUSIBLE AV. EUGENIO ESPEJO Y S/N

Fig.4.6

SW SECCION ELNODE1 ELNODE2 ESTADO INICIAL

USO INICIAL

SECC_0112_0113

SLM_SEC0112_0113

NEM_006088_0112

NEM_006088_0113

ABIERTO Separaba Hospital con IV centenario


CERRADO Hospital CUCHILLA Ramon Pinto y Miguel Riofrio

TOPOLOGIA DESPUES DE LA TRANSFERENCIA

CHONTACRUZ

Fig.4.7

IV CENTENARIO

Fig.4.8

HOSPITAL

Fig.4.9

CELI ROMAN

RESULTADOS DE LA RECONFIGURACION DE LOS ALIMENTADORES

Revisar el anexo 2.

ANALISIS DE RESULTADOS

Se compara los resultados del estado inicial con los resultados de la transferencia de carga, en

general se nota una mejoría con respecto a este parámetro eléctrico en los alimentadores en

estudio excepto.

Con la reconfiguración se obtuvo los siguientes logros.

FLUJOS DE POTENCIA A DEMANDA MINIMA


CAIDA DE TENSION REGULACION DE TENSION FACTOR DE POTENCIA

Chontacruz Disminuyeron Dentro de los limites Disminuyo Bajo lo regulado

IV Centenario Aumentaron Incremento pero está dentro de lo permitido

incremento pero se encuentra dentro de lo permitido

Se mantuvo

Hospital Disminuyeron Se mantuvieron igual Se mantuvieron igual Se mantuvieron igual

Celi Román Disminuyeron Se mantuvieron igual Se mantuvieron igual Se mantuvieron igual

En forma global se obtiene un ahorro de pérdidas de energía alcanza un total de 1383,6 KWh/mes.

Más adelante se mostrara el análisis de costo-beneficio, así poder determinar si es rentable el

estudio.

4.2 UBICACIÓN DE BANCO DE CAPACITORES

Mejorar los perfiles de tensión, reducir perdidas eléctricas, mejorar la cargabilidad del conductor y

el factor de potencia, es lo que se puede lograr mediante la ubicación de banco de capacitores.

PROCEDIMIENTO

Se analiza la curva de demanda mensual del alimentador, la misma indica el

comportamiento de la potencia reactiva (ver anexo 3).

Ingresar los datos de demanda activa y reactiva requerida en el programa de simulación.

Correr flujos de carga para demandas máximas y mínimas.

Se procede a realizar ajuste en la ventana del “capacitor placement”. Con el

dimensionamiento óptimo de condensadores el programa analizador de redes lo

resuelve, usando la programación lineal la que consiste en minimizar una función objetivo

en términos de las pérdidas del circuito dando como resultado la cantidad y ubicación de

reactivos requeridos por el circuito. Realizado el proceso de simulación, el programa

otorga una lista de sugerencias que debemos realizar para obtener los resultados

deseados.

Después de ubicar los capacitores en la red, se realiza un nuevo flujo de carga, para

contrastar los cambios realizados en el alimentador.

RESUMEN DE RESULTADOS

Para la Ubicación de Capacitores se requiere el obtener los resultados de flujos de carga

balanceados como desbalanceados.

Al ejecutar la aplicación de Ubicación de capacitores; ubicada en la parte del menú de

aplicaciones, el programa de simulación da resultados dependiendo de los costos, de energía

actual, costo actual de potencia y el costo de capacitores en $/kVAr. Además restringe los valores

de factor de carga máximo y mínimo además del voltaje máximo y mínimo.

Debido a estas restricciones esta aplicación no converge puesto que no cree conveniente la

utilización de Banco de Capacitores obteniendo beneficios en ahorro de energía sin tener que

realizar una inversión mayor. Por lo que el resultado de costos frente a beneficio es negativo. Lo

que impide la colocación de capacitores para los alimentadores en estudio.

CAPITULO 5

5 ANALISIS DE COSTOS BENEFICIOS

5.1 ANÁLISIS DE COSTO- BENEFICIOS DE LA RECONFIGURACIÓN DE LOS ALIMENTADORES.

5.2 ANÁLISIS DE COSTO-BENEFICIOS DE LA UBICACIÓN DE LOS ALIMENTADORES.

5. ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO.

5.1 Análisis costo-beneficio de la Reconfiguración de los alimentadores

El propósito del análisis costo-beneficio es justificar o no el estudio de reconfiguración de los

alimentadores.

En la determinación del beneficio de un estudio o proyecto, en lo que se traduce a una

rentabilidad, se utiliza métodos como:

Valor presente neto (VPN)

Tasa de retorno de inversión (TIR)

Relación beneficio-costo(B/C)

Tiempo de recuperación de inversión (TRI)

Para el análisis del estudio se ha tomado un tiempo de vida de 15 años, que básicamente es el

tiempo de vida útil promedio de los equipos de apertura y cierre. Se utiliza una tasa de descuento

de 8,17%, las cuales se toman en base a las tasa activas que establece el Banco Central de

Ecuador.

Según datos de la E.E.R.S.A, el valor promedio para la energía comprada para ese año es de 0,0375

USD EL KWh.

Se obtuvo un ahorro de energía por concepto de reducción de pérdidas de 1383,6 KWh/mes como

se indicó en el anexo. Por lo tanto el ahorro anual

Ahorro de energía anual en dólares: 659,15 USD/año

Es necesario considerar que el costo de las perdidas será afectado por la inflación, resultando un

incremento notable en el costo de estas.

El valor presente aplicando la ecuación:

VP= Valor presente

VA=Valor actual

I= tasa de interés

n=años de proyección

USD

COSTOS DE INVERSION

Los costos de inversión son asociadas con la transferencia de carga, se obtuvieron de los

presupuestos realizados para cada modificación considerando los precios unitarios de los

materiales a ser utilizados, la mano de obra y costos indirectos. Los costos indirectos son aquellos

en los que se incluye, rubros como movilización, combustible, materiales menores, herramientas e

imprevistos; por lo que se asigna el 18% del valor de materiales que es el rubro establecido en la

empresa eléctrica.

COSTO DE INVERSION TRANSFERENCIA DE CARGA-PARA LOS ALIMENTADORES DE OBRAPIA

MATERIALES (USD) 3753,85

MANO DE OBRA (USD) 423,72

COSTOS INDIRECTOS (USD) 675,693

TOTAL (USD) 4853,263

TABLA 5.1

En el anexo 4 se detalla el listado de materiales y mano de obra a ser utilizados en la construcción

de la solución propuesta.

VALOR PRESENTE NETO (VPN)

Para obtener el valor presente neto se crea el flujo de caja la cual consiste se explica la siguiente

tabla 5.2.

Proyecto para 15 años, para obtener mi VAN a mi costo de inversión (ci) le voy sumando mis

ingresos, y voy considerando para cada año la tasa de descuento.

Como conclusión del resultado del VAN tenemos:

Como el VAN>0, la inversión produciría ganancias por encima de la rentabilidad exigida y la

propuesta de la transferencia de carga puede darse.

TASA DE RETORNO DE INVERSION (TIR)

Es la tasa de interés producida por un proyecto de inversión con pagos e ingresos que ocurren en

periodos regulares dentro de un tiempo determinado.

En se fue encontrado con una función propia de Excel la cual requiere los flujos de caja.

Sin embargo para que el proyecto sea rentable en TIR debe ser mayor a la tasa de descuento.

Tabla 5.2

RELACION BENEFICIO-COSTO

Es la relación entre el valor presente respecto a la inversión inicial.

Donde nuestro proyecto tiene una relación de 1,15, donde como es mayor que 1, esta relación

indica que por cada dólar invertido se obtiene 1,15 dólares de beneficio por lo que concluye que la

empresa tiene rentabilidad y el estudio es factible de realizarse.

TIEMPO DE RECUPERACION DE LA INVERSION

Permite medir el plazo de tiempo que se requiere para que los flujos netos de efectivo de una

inversión recuperen su costo o inversión inicial.

Parece que el proyecto es factible, el tiempo de recuperación es alrededor de 5 años y 3 meses.

5.2 Análisis costo-beneficio de la ubicación de capacitores en los alimentadores

El análisis de costo-beneficio no se puede realizar debido a que el programa de análisis no

converge.

PERIODO 0 1 2 3 4 5 6 8 9 10 11 12 13 14 15

CI -4853

INGRESOS 659,15 659,1 659,1 659,15 659,15 659,147 659,15 659,15 659,1 659,1 659,1 659,1 659,1 659,15

VAN 918,2

TIR 11%

CAPITULO 6

6 ANALISIS DE COSTOS BENEFICIOS

6.1 Conclusiones

6.2 Recomendaciones

6.3 Bibliografía

6.1 CONCLUSIONES

Al realizar la transferencia de carga en el alimentador primario se destaca una

gran mejoría. Luego de haber aplicado diferentes alternativas se mejoró aspectos

relativos a niveles de voltaje y sobre todo una reducción de las pérdidas de

potencia, esto se debe que se distribuyó de mejor manera las cargas en los

alimentadores.

Al realizar la ubicación optima de los bancos de capacitores, la simulación

depende de los costos de energía actual, costo actual de potencia y el costo de

capacitores, además que restringe los valores de factor de carga máximo y

mínimo, también los de tensión máxima y mínima; debido a estas restricciones

esta aplicación no converge puesto que no cree conveniente la utilización de

Banco de Capacitores.

Como nuestro objetivo es la reducción de pérdidas tanto de potencia como de

energía, se puede decir que se logró la disminución; además con el de análisis

costo-beneficio nos resultó que el proyecto es rentable para ello la

implementación de este estudio es considerable, ya que le permite al sistema

eléctrico una mejor condición de operación.

6.2 RECOMENDACIONES

La planificación de un sistema eléctrico de distribución involucra una gran

cantidad de información por lo tanto es necesario la utilización del software

Spard mp. Dstribution, para la realización de análisis detallados y eficientes

para condiciones de operación actuales y futuras.

De acuerdo al presente estudio la transferencia de carga que se realiza, en

media tensión, es muy factible sin embargo en la mayoría de los

alimentadores se encuentran dentro de los límites aceptables por lo que se

recomienda realizar un estudio de proyección de la demanda para asi poder

determinar de aquí en cuantos años se deberían realizar cambios en el

sistema.

Finalmente, es importante la continuidad en los estudios del sistema eléctrico

de distribución, pues se trata de un sistema dinámico por la cantidad de

elementos que posee y por su constante crecimiento.

6.3 BIBLIOGRAFIA

[1] SPARD MP DISTRIBUTION, “Guia del Usuario y Manual de referencia.

[2] http://www.conelec.gob.ec/normativa.php?categ=1&subcateg=3&cd_centro=4007

[3]http://www.bce.fin.ec/docs.php?path=documentos/Estadisticas/SectorMonFin/TasasIn

teres/Indice.htm

[4] http://www.zonaeconomica.com/excel/van-tir

http://www.conelec.gob.ec/normativa.php?categ=1&subcateg=3&cd_centro=4007

http://www.bce.fin.ec/docs.php?path=documentos/Estadisticas/SectorMonFin/TasasInteres/Indice.htm

http://www.bce.fin.ec/docs.php?path=documentos/Estadisticas/SectorMonFin/TasasInteres/Indice.htm

http://www.zonaeconomica.com/excel/van-tir

ANEXO 1

RESUMEN DE RESULTADOS DE FLUJOS DE POTENCIA ESTADO ACTUAL A DEMANDA MÁXIMA

DEMANDA MÁXIMA

CHONTACRUZ IV CENTENARIO HOSPITAL CELI ROMAN

Potencia Total activa enviada 2880,19 2456,69 2363,02 2336,06 kW

Potencia Total reactiva enviada 1416,81 1067,05 783,34 362,63 kVAr

Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 901,85 782,69 769,94 848,01 kW

Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 959,74 817,63 786,1 658,9 kW

Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 964,54 818,17 777,25 807,56 kW

Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 429,63 336,25 250,79 127,39 kVAr

Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 454,69 349,91 256,65 93,65 kVAr

Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 464,63 351,41 253,94 117,68 kVAr

Pérdidas de Energía 7513,3 5005,7 8392,8 3871,6 kWh

Pérdidas de Potencia 54,06 38,2 29,73 21,59 kW

Pérdidas de Potencia 1,877 1,55 1,2581 0,9242 %

Pérdidas de Potencia 67,86 29,48 21,96 24 kVAr


Máxima Caída de Tensión Fase A 3,23 2,09 1,66 1,58 %

Máxima Caída de Tensión Fase B 3,09 1,76 1,61 0,68 %

Máxima Caída de Tensión Fase C 3,73 2,11 1,57 1,56 %

Máxima Regulación Fase A 3,33 2,14 1,68 1,61 %

Máxima Regulación Fase B 3,19 1,79 1,63 0,68 %

Máxima Regulación Fase C 3,88 2,16 1,6 1,59 %

Corriente en Alimentador Fase A 125,5 107,07 101,74 107,69 A

Corriente en Alimentador Fase B 133,44 111,8 103,91 83,56 A

Corriente en Alimentador Fase C 134,51 111,93 102,74 102,49 A

Longitud Total del Circuito 41,046 11,495 10,09 15,473 Km

Factor de Potencia 0,897310097 0,917216902 0,949204203 0,988165061 pu

RESUMEN DE RESULTADOS DE FLUJOS DE POTENCIA ESTADO ACTUAL A DEMANDA MÍNIMA

DEMANDA MÍNIMA










Pérdidas de Energía 402 207,2 703,5 135,6 kWh



Pérdidas de Potencia 3,63 1,22 1,84 0,84 kVAr













ANEXO 2

RESULTADOS DE FLUJOS DE POTENCIA DEL ESTADO DESPUÉS DE LA RECONFIGURACIÓN A

DEMANDA MÁXIMA

DEMANDA MÁXIMA



Potencia Total reactiva enviada 1407 1061,8 783,42 349,42 kVAr







Pérdidas de Energía 5819 5300,6 8378,3 3628,9 kWh
















RESULTADOS DE FLUJOS DE POTENCIA DEL ESTADO DESPUÉS DE LA RECONFIGURACIÓN A

DEMANDA MÍNIMA

DEMANDA MÍNIMA










Pérdidas de Energía 314,1 219,6 702,3 127,3 kWh
















ANEXO 3

CURVAS DE DEMANDAS MENSUALES

CHONTACRUZ

IV CENTENARIO

Demanda Mínima 01/01/2011 - 6:45:00

618 kW

Demanda Máxima 20/01/2011-14:15:00

2925 kW

Demanda Mímina 01/01/2011 - 6:45:00

417 kVAr

Demanda Máxima 20/01/2011-14:15:00

1404kVAr 0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

0:1

5:00

22

:00

:00

20

:00

:00

18

:00

:00

16

:00

:00

14

:00

:00

12

:00

:00

10

:00

:00

8:0

0:00

6:0

0:00

4:0

0:00

2:0

0:00

0:0

0:00

22

:00

:00

20

:00

:00

18

:00

:00

16

:00

:00

14

:00

:00

12

:00

:00

10

:00

:00

8:0

0:00

6:0

0:00

4:0

0:00

2:0

0:00

0:0

0:00

21

:45

:00

20

:00

:00

18

:00

:00

16

:00

:00

14

:00

:00

12

:00

:00

10

:00

:00

8:0

0:00

6:0

0:00

Curva de Carga Mensual

kW kVAr

Demanda mímia 08/05/2011- 6:30:00

474kW

Demanda máxima 14/05/2011-10:45:00;

2525 kW

Demanda mínima 08/05/2011-6:30:00

286 kVAr

Demanda Máxima 14/05/2011-10:45:00

1113 kvAr

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0:15

:00

19:1

5:00

14:3

0:00

9:45

:00

5:00

:00

0:15

:00

19:3

0:00

14:4

5:00

10:0

0:00

5:15

:00

0:30

:00

19:4

5:00

15:0

0:00

10:1

5:00

5:30

:00

0:45

:00

20:0

0:00

15:1

5:00

10:3

0:00

5:45

:00

1:00

:00

20:1

5:00

15:3

0:00

10:4

5:00

6:00

:00

1:15

:00

20:3

0:00

15:4

5:00

10:4

5:00

6:15

:00

1:30

:00

20:4

5:00

16:0

0:00

11:1

5:00

6:30

:00

1:45

:00

21:0

0:00

16:1

5:00

11:3

0:00


kW kVAr

HOSPITAL

Demanda Máxima 17/03/2011-17:45:00

2390 kW Demanda Mínima 30/03/2011-4:30:00

613 kW

Demanda Máxima 17/03/2011-17:45:00

807 kVAr

Demanda Mínima 30/03/2011-4:30:00

384 kVAr 0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0:00

:00

18:4

5:00

13:3

0:00

8:15

:00

3:00

:00

21:4

5:00

16:3

0:00

11:1

5:00

6:00

:00

0:45

:00

19:3

0:00

14:1

5:00

9:00

:00

3:45

:00

22:3

0:00

17:1

5:00

12:0

0:00

6:45

:00

1:30

:00

20:3

0:00

15:0

0:00

9:45

:00

4:30

:00

23:1

5:00

18:0

0:00

12:4

5:00

7:30

:00

2:15

:00

21:0

0:00

15:4

5:00

10:3

0:00

5:15

:00

0:00

:00

18:4

5:00

13:3

0:00

8:15

:00

3:00

:00

21:4

5:00

16:3

0:00

11:1

5:00


kW kVAr

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0:15

:00

18:0

0:00

12:0

0:00

6:00

:00

0:00

:00

18:0

0:00

12:0

0:00

6:00

:00

0:00

:00

18:0

0:00

12:0

0:00

6:00

:00

0:00

:00

18:0

0:00

12:0

0:00

6:00

:00

0:00

:00

18:0

0:00

12:0

0:00

6:00

:00

0:00

:00

18:0

0:00

12:0

0:00

6:00

:00

0:00

:00

18:0

0:00

12:0

0:00

6:00

:00

0:00

:00

18:0

0:00

11:4

5:00

6:00

:00

0:00

:00

18:0

0:00

12:0

0:00

6:00

:00

0:00

:00

18:0

0:00

12:0

0:00

6:00

:00


kW kVAr

ANEXO 4

MATERIALES MANO DE OBRA

UNIDAD CANTIDAD $/UNIDAD TOTAL $/UNIDAD TOTAL

Montaje e Instalación Seccionador Tipo Cuchilla o de barra Unipolar c13,8KV GRDY/7,96KV 200A

U 9 76,84 691,56 12,31 110,8

Abrir seccionador U 27 - 6,37 172

Cerrar seccionador U 15 - 6,37 95,55

Estribo para derivación, aleación Cu Sn U 54 10,57 570,78 - -

Grapa de derivación para linea en caliente de aleacion de Al

U 54 14,27 770,58 - -

Cruzeta de acero galvanizado, universal, perfil "L" 75*75*6*2000mm(2 61/64*2 61/64*1/4*95")

U 9 38,94 350,46 - -

Perno U de acero galvanizado, 16mm (5/8") de diam * 150mm (6") de ancho dentro de la U, con 2 tuercas, 2 arandelas planas y 2 de presión

U 3 5,34 16,02 - -

Pie amigo de acero galvanizado, pletina, simple (3 pernos) 38*4*140-160mm (1 1/2 *11/64 * 5 1/2-6 1/2")

U 18 18,51 333,18 - -

Abrazadera de acero galvanizado, pletina, simple (3 pernos) 38*4*140-160mm (1 1/2*11/64 *5 1/2- 6 1/2")

U 9 5,79 52,11 - -

Perno maquina de acero galvanizado, 16mm (5/8") de diam. *51mm (2") de long. Con tuerca, arandela planasa y de presion

U 6 1,69 10,14 - -

Abrazadera de acero galvanizado, universal, perfil, para escalones de revision 30*6*(260 1 200mm de diam.) (1 3/16*1/4 ^810 1/4 a 7 7/8"))

u 72 3,25 234 - -

Cruzeta de acero galvanizado, universal, perfil "L" 70*70*6*2000mm(2 3/4*2 3/4*1/4*79")

U 9 20,27 182,43 - -

Cruzeta de plastico reforzado con fibra de vidrio, universal, perfil "L" 75*75*9*2000mm (2 61/64*23/64*95")

U 9 15,6 140,4 - -

subtotal 3351,66 378,3

12% 402,199 45,4

3753,86 423,7

UNIVERSIDAD DE CUENCA FACULTAD DE INGENIERIA

ESCUELA ELECTRICA

PROYECTOS DE POTENCIA

RECONFIGURACION Y OPTIMIZACION DE LOS ALIMENTADORES PRIMARIOS DE LA SUBESTACION OBRAPÍA DE LA CIUDAD DE LOJA PROFESOR: ING. Pedro León C. INTEGRANTES:

Pablo Bueno

Carlos Iván Granda

Franklin Vintimilla

Gina Tatiana Peña

Education

Proyecto de Sistemas Electricos de Potencia