Apuntes Generales Sobre Redes de Distribucion Electrica

APUNTES GENERALES SOBRE REDES ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓN

SIXTO HUMBERTO ACHURI HOLGUÍN

Trabajo de grado para optar al título de ingeniero electricista Modalidad de asistencia a la docencia

Director CARLOS MARIO RIOS SERNA Ingeniero Electricista

UNIVERSIDAD PONTIFICIA BOLIVARIANA FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA MEDELLÍN 1.998

CONTENIDO

INTRODUCCIÓN

1

1 EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN Y SUS COMPONENTES

3

1.1

SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA

3

1.2

CIRCUITOS DE SUBTRANSMISIÓN

9

1.3

PARTES DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

10

1.3.1

SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

12

1.3.2

LÍNEAS PRIMARIAS O ALIMENTADORES PRIMARIOS

12

1.3.3

RED SECUNDARIA

13

1.3.4

ACOMETIDA SECUNDARIA

13

1.3.5

TIPOS DE VOLTAJES UTILIZADOS EN DISTRIBUCIÓN

14

1.4

CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

14

1.4.1

REDES DE DISTRIBUCIÓN AÉREAS

15

1.4.2

REDES DE DISTRIBUCIÓN SUBTERRÁNEAS

16

1.4.3

FACTORES QUE INFLUYEN EN LA ELECCIÓN DE UN SISTEMA AÉREO O SUBTERRÁNEO

17

1.4.4

OBJETIVOS QUE DEBE CUMPLIR EL SISTEMA ELEGIDO

18

2 CARACTERÍSTICAS DE LAS CARGAS

19

2.1

19

CLASIFICACIÓN DE LAS CARGAS

2.1.1

SEGÚN SU LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA

19

2.1.2

SEGÚN LA CONFIABILIDAD

19

2.1.3

SEGÚN LA TARIFA

20

2.1.4

SEGÚN EL TIPO DE CONSUMIDOR

21

2.2 2.2.1

TARIFAS DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

ESTRATO SOCIOECONÓMICO

23 24

2.2.2

TARIFAS RESIDENCIALES

24

2.2.3

TARIFAS NO RESIDENCIALES

25

2.3

CARACTERÍSTICAS GENERALES Y DEFINICIONES

27

2.3.1

CAPACIDAD

27

2.3.2

CARGA INSTALADA

27

2.3.3

DEMANDA

27

2.3.4

DEMANDA PROMEDIO (DP)

28

2.3.5

DEMANDA MÁXIMA (DMAX)

28

2.3.6

CURVAS DE CARGA

29

2.3.7

FACTOR DE DEMANDA (FD)

32

2.3.8

FACTOR DE CARGA (FC)

34

2.3.9

FACTOR DE UTILIZACIÓN (FU)

36

2.3.10

FACTOR DE PLANTA NOMINAL (FPT)

37

2.3.11

FACTOR DE POTENCIA (COS φ)

38

2.3.12

FACTOR DE PERDIDAS (FPERD)

38

2.3.13

DENSIDAD DE CARGA

39

2.3.14

DIVERSIDAD DE CARGA

40

2.3.15

DEMANDA MÁXIMA DIVERSIFICADA (DMÁX)

40

2.3.16

DEMANDA MÁXIMA DIVERSIFICADA PROMEDIO

41

2.3.17

DEMANDA NO COINCIDENTE

41

2.3.18

FACTOR DE DIVERSIDAD O DE GRUPO (FDIV)

42

2.3.19

FACTOR DE COINCIDENCIA O DE SIMULTANEIDAD (FCO)

45

2.3.20

CURVAS DE DEMANDA DIVERSIFICADA.

45

2.4

EJERCICIOS DE APLICACIÓN

47

2.4.1

EJERCICIO NO 1

47

2.4.2

EJERCICIO NO 2

52

3 PLANEAMIENTO DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE DISTRIBUCIÓN

55

3.1

ANTECEDENTES

55

3.2

INVESTIGACION DEL SISTEMA

58

3.2.1

INVENTARIO DEL SISTEMA

58

3.2.2

DESCRIPCIÓN DEL MERCADO

66

3.2.3

INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA

69

3.3

¿QUÉ ES EL DSM? (DEMAND SIDE MANAGMENT)

69

3.3.1

ESTRUCTURA TARIFARÍA

71

3.3.2

COBERTURA

72

3.4

PROYECCION DE LA DEMANDA

72

3.4.1

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA EN GRANDES CIUDADES

73

3.4.2

PROYECCIÓN DE DEMANDA PARA CIUDADES INTERMEDIAS

83

3.4.3

PROYECCIÓN DE DEMANDA PARA PEQUEÑAS CIUDADES Y SECTOR RURAL

84

3.5

CRITERIOS DE PLANEAMIENTO

86

3.5.1

NIVEL DE TENSIÓN

87

3.5.2

REGULACIÓN

88

3.5.3

CARGABILIDAD

88

3.5.4

NIVEL DE CORTOCIRCUITO

90

3.5.5

CONFIABILIDAD

90

3.5.6

PÉRDIDAS

93

3.5.7

CRITERIOS DE PLANEAMIENTO

93

4 CONFIGURACIONES DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION

96

4.1

97

SISTEMA DE DISTRIBUCION RADIAL

4.1.1

SISTEMA RADIAL SIMPLE

97

4.1.2

SISTEMA RADIAL EXPANDIDO

98

4.1.3

SISTEMA RADIAL CON UNIONES

98

4.2

SISTEMA TIPO ANILLO

99

4.2.1

ANILLO ABIERTO

100

4.2.2

ANILLO CERRADO

101

4.3

SISTEMA SELECTIVO PRIMARIO

102

4.4

SISTEMA SELECTIVO SECUNDARIO

104

SISTEMA DE MALLA SECUNDARIA

107

4.4.1 4.5

SISTEMA DE MALLA SECUNDARIA PUNTUAL

111

5 PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO

114

5.1

114

CLASIFICACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA

5.1.1

SEGÚN SU NATURALEZA

114

5.1.2

SEGÚN EL TIPO DE CAUSA

114

5.1.3

SEGÚN EL TIPO DE CARGA

115

5.2

METODOLOGÍA GENERAL PARA LA DISCRIMINAR LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA

116

5.3

PÉRDIDAS EN TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN

116

5.4

PÉRDIDAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOS (PAP)

117

5.5

PÉRDIDAS EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

118

5.5.1

PÉRDIDAS EN EL HIERRO (PFE).

118

5.5.2

PÉRDIDAS EN EL COBRE (PCU)

118

5.6

PÉRDIDAS EN CIRCUITOS SECUNDARIOS (PCS)

119

5.7

PÉRDIDAS EN CONTADORES (PC)

120

5.8

PÉRDIDAS POR ERROR EN LA LECTURA DE LOS CONTADORES

120

5.9

PÉRDIDAS POR FRAUDE Y CONTRABANDO

121

5.10

ESTIMACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA

121

5.11

DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS PICO

123

5.11.1

FACTOR DE RESERVA (FR)

123

5.11.2

FACTOR DE RESPONSABILIDAD DEL PICO (FRP)

123

5.11.3

FACTOR DE DISTRIBUCIÓN (FD)

124

5.11.4

FACTOR DE CRECIMIENTO (FR)

125

5.11.5

FACTOR DE TOLERANCIA DE PÉRDIDAS (FTP)

126

5.12

MEDIDAS REMEDIALES PARA CONTROLAR Y REDUCIR LAS PÉRDIDAS EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

130

5.12.1

REDISTRIBUCIÓN DE LA CARGA ENTRE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA

130

5.12.2

EQUILIBRIO DE CARGA EN CIRCUITOS PRIMARIOS

131

5.12.3

DISEÑO ÓPTIMO DE ALIMENTADORES PARA PÉRDIDAS NORMALES

131

5.12.4

REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS NEGRAS

131

6 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

135

6.1

CLASIFICACIÓN SEGÚN EL TIPO DE AISLAMIENTO.

135

6.2

VENTAJAS DE LOS TRANSFORMADORES SECOS

136

6.3

PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LOS TRANSFORMADORES EN ACEITE.

137

6.4

CLASIFICACIÓN SEGÚN EL NÚMERO DE FASES.

137

6.5

CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A LA PROTECCIÓN.

138

6.5.1

TRANSFORMADORES CONVENCIONALES.

138

6.5.2

TRANSFORMADORES AUTOPROTEGIDOS (CSP)

140

6.6

CLASIFICACIÓN SEGÚN EL TIPO DE MONTAJE.

141

6.7

CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A LA POTENCIA.

142

7 CONDUCTORES ELÉCTRICOS

144

7.1

PROPIEDADES

144

7.2

TIPOS DE CABLES

146

7.2.1

CABLES AÉREOS DESNUDOS

146

7.2.2

CABLES AISLADOS

147

7.2.3

CABLES PARA MEDIA TENSIÓN

147

7.2.4

CONDUCTORES PARA TENSIONES INFERIORES A 600 V

152

7.3

PROPIEDADES MECANICAS

153

7.4

PROPIEDADES TÉRMICAS

153

7.5

PROPIEDADES ELÉCTRICAS

154

7.6

PROPIEDADES QUÍMICAS

155

7.7

RESISTENCIA A LA LLAMA

155

7.8

CONTAMINACIÓN DEL MEDIO AMBIENTE

156

7.9

FABRICACIÓN DEL CABLE XLPE

156

7.10

NIVELES DE AISLAMIENTO

158

7.10.1

NIVEL 100%

159

7.10.2

NIVEL 133%

159

7.10.3

NIVEL 173%

160

7.11

CAPACIDADES DE CORRIENTE

160

8 EL PROBLEMA DE LA REGULACIÓN DE VOLTAJE

164

8.1

165

EL CONCEPTO DE LA REGULACION DEL VOLTAJE

8.1.1

CAÍDAS DE TENSIÓN EN EL SISTEMA

166

8.1.2

ALIMENTADORES RURALES

170

8.1.3

ALIMENTADORES INDUSTRIALES

170

8.2

METODO PARA MEJORAR LA REGULACION DE TENSIÓN

170

8.2.1

CONTROL DE VOLTAJE EN LA SUBESTACIÓN

171

8.2.2

REGULACIÓN FUERA DE LA SUBESTACIÓN SOBRE LOS ALIMENTADORES PRIMARIOS

173

8.2.3

MÉTODOS PARA LOGRAR LA REGULACIÓN DE VOLTAJE SIN EQUIPOS ADICIONALES

179

8.3 8.3.1

EQUIPO PARA LA REGULACION AUTOMATICA DE VOLTAJE

182

MECANISMOS CAMBIADORES DE DERIVACIÓN BAJO CARGA EN LOS TRANSFORMADORES DE SUBESTACIÓN Y DISTRIBUCIÓN

182

8.3.2

CAPACITORES EN PARALELO DESCONECTABLES

184

8.3.3

CONEXIÓN DE CAPACITORES EN PARALELO

185

9 DISEÑO DE REDES DE DISTRIBUCIÓN

186

9.1

DISEÑO DE REDES DE DISTRIBUCION

186

LEVANTAMIENTOS TOPOGRÁFICOS

186

9.1.1

9.1.2

PROYECTO DE LA RED SECUNDARIA

189

9.1.3

ESTIMATIVA DE LAS CARGAS

190

9.1.4

UBICACIÓN DE LOS POSTES

196

9.1.5

UBICACIÓN DE TRANSFORMADORES

198

9.1.6

ACOMETIDAS

199

9.1.7

ACOMETIDAS AÉREAS EN BAJA TENSIÓN

199

9.1.8

ACOMETIDAS SUBTERRÁNEAS EN BAJA TENSIÓN

200

9.1.9

PAUTAS GENERALES PARA ACOMETIDAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS

201

9.1.10

BAJANTES

202

9.1.11

CUADRO DE CARGAS.

203

CÁLCULOS DE REGULACIÓN

204

9.2 9.2.1

CÁLCULO DE LA CAÍDA DE TENSIÓN EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

206

9.2.2

CÁLCULO DE REGULACIÓN EN REDES DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIA

211

9.2.3

CÁLCULOS DE CORRIENTE EN LA RED SECUNDARIA

218

9.3

DISEÑO DE REDES DE DISTRIBUCION PRIMARIAS

221

9.3.1

SELECCIÓN DE VOLTAJE

222

9.3.2

SELECCIÓN DEL CONDUCTOR

222

9.3.3

SELECCIÓN DE LA DISPOSICIÓN DE LOS CONDUCTORES EN LA TRANSMISIÓN.

222

9.3.4

CÁLCULOS DE REGULACIÓN POR EL MÉTODO MATEMÁTICO

224

9.3.5

CÁLCULOS DE REGULACIÓN POR EL MÉTODO GRÁFICO

229

9.3.6

CÁLCULO DE LA CORRIENTE

232

9.3.7

EJEMPLOS DE CALCULO PARA REDES DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA

232

10 MATERIALES ELÉCTRICOS PARA REDES DE DISTRIBUCIÓN

239

10.1

239

MATERIALES PARA LA RED AÉREA

10.1.1

MATERIALES PRIMARIOS

240

10.1.2

MATERIALES SECUNDARIOS

248

10.2

REDES SUBTERRANEAS. SISTEMA TIPO PARRILLA

254

10.2.1

COMPONENTES

255

10.2.2

OPERACIÓN DEL SISTEMA.

256

10.2.3

PROTECCIONES

257

10.2.4

INSTALACIÓN DEL SISTEMA.

257

10.2.5

EQUIPOS ESPECIALES.

258

11 PROTECCION Y EQUIPOS DE MANIOBRA EN LAS REDES DE DISTRIBUCION

259

11.1

TIPOS DE FALLAS

260

11.2

PROTECCION DE SOBRECORRIENTE

261

11.2.1

FUSIBLES

261

11.2.2

EQUIPO DE RECIERRE

269

11.3

PROTECCION DE SOBRETENSIÓN

270

11.3.1

TIPOS DE SOBRETENSIONES

271

11.3.2

PROTECCIÓN PARA SOBRETENSIONES

273

11.3.3

EL PARARRAYOS

275

11.4 11.4.1

SECCIONADORES ESPECIFICACIONES DE UN SECCIONADOR BAJO CARGA

283 286

12 LOS ARMÓNICOS Y EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

288

12.1

DEFINICIÓN

288

12.2

FUENTES DE ARMÓNICOS

291

12.3

EFECTOS DE LOS ARMÓNICOS

293

12.3.1

FACTOR DE POTENCIA

294

12.3.2

CONDENSADORES

294

12.3.3

INTERFERENCIA ELECTROMAGNÉTICA

294

12.3.4

DISTORSIÓN

295

12.3.5

CALENTAMIENTO.

295

12.3.6

EFECTO JITTER

295

12.3.7

OTROS EFECTOS

296

12.3.8

EFECTOS QUE MÁS INCIDEN EN UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

297

12.4

CONTROL DE LOS ARMÓNICOS

297

12.5

ARMÓNICOS Y EL PUNTO DE ACOPLE COMÚN (PCC)

299

12.6

LIMITES DE DISTORSIÓN

300

12.6.1

LÍMITES DE DISTORSIÓN DE VOLTAJE

300

12.6.2

LÍMITES DE DISTORSIÓN DE CORRIENTE

301

PALABRAS CLAVES PARA LEER LA NORMA STD 519

304

12.7

13 ILUMINACION

307

13.1

307

DEFINICIONES

13.1.1

FLUJO LUMINOSO

307

13.1.2

INTENSIDAD LUMINOSA

308

13.1.3

ILUMINANCIA O ILUMINACIÓN

308

13.1.4 13.2

LUMINANCIA FUENTES LUMINOSAS

309 314

13.2.1

CLASIFICACIÓN Y CARACTERÍSTICAS

314

13.2.2

BOMBILLAS DE INCANDESCENCIA

315

13.2.3

TUBOS HALÓGENOS (CICLO DE YODO)

316

13.2.4

BOMBILLAS DE VAPOR DE MERCURIO

317

13.2.5

BOMBILLAS DE YODUROS METÁLICOS (HALOGENUROS)

318

13.2.6

BOMBILLAS DE SODIO A BAJA PRESIÓN

320

13.2.7

BOMBILLAS DE SODIO DE ALTA PRESIÓN

321

13.3 13.3.1 13.4

APARATOS DE ILUMINACIÓN (LUMINARIAS)

322

REQUISITOS FUNDAMENTALES

322

CLASIFICACIÓN LUMINOTÉCNICA

324

13.4.1

REFLECTORES

324

13.4.2

REFRACTORES

326

13.4.3

DIFUSORES

326

13.5

PARTES CONSTITUTIVAS DE UNA LUMINARIA DE ALUMBRADO PÚBLICO

13.6

PROTECCIÓN CONTRA LOS CONTACTOS DIRECTOS Y CONTRA LA

326

PENETRACIÓN DE LÍQUIDOS Y POLVO

327

13.7

CLASES DE POSTES

329

13.8

DISEÑO DE ILUMINACION PARA VIAS PUBLICAS

330

13.8.1 13.9

CÁLCULOS DE ILUMINACIÓN CONTROL DE LAS LUMINARIAS

332 351

13.9.1

SISTEMA PILOTO

352

13.9.2

SISTEMA DE COMANDO DE GRUPO

352

13.9.3

SISTEMA DE CONTROL INDIVIDUAL

352

14 MANTENIMIENTO ELÉCTRICO EN LÍNEAS DE DISTRIBUCIÓN

354

14.1

METODOLOGÍA PARA EL TRABAJO EN LÍNEAS DE DISTRIBUCIÓN

354

14.2

EL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO

356

14.2.1

HISTORIA DE LA RED

356

14.2.2

INSPECCIONES REGULARES

356

14.2.3

PROGRAMA DE REPOSICIÓN

357

14.2.4

PROGRAMA DE MANTENIMIENTO

357

14.2.5

EVALUACIÓN ECONÓMICA

358

14.2.6

EVALUACIÓN POST TRABAJO

358

14.3

PUESTA A TIERRA PARA EJECUCIÓN DE TRABAJOS

359

14.3.1

TIPOS DE PUESTAS A TIERRA.

359

14.3.2

RAZONES PARA ATERRIZAR UNA LÍNEA DESENERGIZADA

360

14.3.3

FORMA DE ATERRIZAR PARA EJECUCIÓN DE TRABAJOS

361

14.4

REGLAS DE ORO PARA LA EJECUCIÓN DE TRABAJOS EN REDES DE DISTRIBUCIÓN

363

14.4.1

CORTE VISIBLE

363

14.4.2

CONDENACIÓN

363

14.4.3

CHEQUEO DE TENSIÓN

363

14.4.4

PUESTA A TIERRA

364

15 AUTOMATIZACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN

365

15.1 OBJETIVOS DE LA AUTOMATIZACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 15.1.1 OBJETIVOS GENERALES.

366 366

15.1.2

366

OBJETIVOS ESPECÍFICOS.

15.2

REQUERIMIENTOS DEL SISTEMA DE AUTOMATIZACIÓN

367

15.3

PROPUESTA DE AUTOMATIZACIÓN PARA UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

367

15.3.1

AUTOMATIZACIÓN DE EQUIPOS DE CAMPO

368

15.3.2

IMPLANTACIÓN DE SISTEMAS SCADA CONVENCIONALES

368

15.3.3

AUTOMATIZACIÓN DE LA SALA DE OPERACIONES:

368

15.4

PROPUESTAS DE AUTOMATIZACIÓN PARA LA SALA DE OPERACIÓN.

370

15.4.1

OPERACIÓN NORMAL

371

15.4.2

OPERACIÓN DURANTE DAÑOS.

373

15.5

AUTOMATIZACIÓN DE LA RED AÉREA A 44 KV Y A 13,2 KV.

375

15.5.1

PROPUESTA DE AUTOMATIZACIÓN AL NIVEL DE 13.2 KV

376

15.5.2

AUTOMATIZACIÓN PARA LA MALLA SECUNDARIA - PARRILLA.

378

15.5.3

AUTOMATIZACIÓN PARA LA GESTIÓN DE SUBESTACIONES.

379

15.6

EL SOFTWARE DE OPERACIONES

380

15.7

EL SISTEMA SCADA

382

15.7.1

DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA SCADA

383

15.7.2

REQUERIMIENTOS PARA UN SISTEMA DE AUTOMATIZACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN

385

15.8

SISTEMA DE COMUNICACIONES PARA AUTOMATIZACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN

387

15.8.1

SISTEMA DE COMUNICACIONES PARA EL SISTEMA SCADA

387

15.8.2

ALTERNATIVAS DE COMUNICACIÓN

389

15.8.3

EQUIPOS ELÉCTRICOS AUXILIARES

393

16 EFECTOS DE LA CORRIENTE ELECTRICA SOBRE EL CUERPO HUMANO

394

16.1 16.2

EFECTOS FÍSICOS EFECTOS FISIOLÓGICOS

395 395

16.3

FACTORES QUE INTERVIENEN EN EL ACCIDENTE ELÉCTRICO.

398

16.3.1

VALOR DE LA INTENSIDAD DE LA CORRIENTE ELÉCTRICA.

399

16.3.2

VALOR DE LA RESISTENCIA ÓHMICA DEL ORGANISMO.

400

16.3.3

TIEMPO DE PASO DE LA CORRIENTE ELÉCTRICA

402

BIBLIOGRAFIA

403

ANEXOS

403

LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Ejemplos de tensiones de servicio

4

Tabla 2. Tensiones de generación y distribución

14

Tabla 3. Factores de carga típicos

35

Tabla 4. Datos curva de carga - Factor de diversidad

44

Tabla 5. Curvas de carga - Ejercicio de aplicación

47

Tabla 6. Horizontes de planeamiento

78

Tabla 7. Criterios de planeación

94

Tabla 8. Resumen de propiedades de los conductores de cobre y aluminio

146

Tabla 9. Propiedades de algunos materiales corrientes para aislamientos y cubiertas de cables

151

Tabla 10. Demanda diversificada

194

Tabla 11. Regulación en los componentes del sistema

206

Tabla 12. Porcentaje de caída de voltaje en transformadores monofásicos o en transformadores 3φ equilibrados

208

Tabla 13. Porcentaje de caída de voltaje en transformadores que alimentan carga monofásica en bancos delta abierta

209

Tabla 14. Especificación de fusibles para cajas primarias

268

Tabla 15. Especificación de fusibles para aisladeros

269

Tabla 16. Curvas típicas de armónicos en la industria.

292

Tabla 17. Límites de distorsión para Voltaje.

300

Tabla 18. Límites de distorsión para las corrientes.

302

Tabla 19. Magnitudes fotométricas

310

Tabla 20. Ejemplos de magnitudes fotométricas

313

Tabla 21. Bombillas incandescentes

316

Tabla 22. Bombillas de Halógeno

317

Tabla 23. Bombillas de vapor de mercurio

318

Tabla 24. Bombillas de Halogenuros

319

Tabla 25. Bombillas de sodio a baja presión

321

Tabla 26. Bombilla de sodio alta presión

322

Tabla 27. Protección IP en las luminarias

328

Tabla 28. Efectos fisiológicos producidos por la corriente eléctrica

397

Tabla 29. Efectos de la intensidad de corriente eléctrica en mA.

400

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Diagrama en bloques de un sistema de potencia

5

Figura 2. Pérdidas en función del aumento de la tensión

6

Figura 3. Diagrama unifilar de un sistema eléctrico de potencia

7

Figura 4. Partes constitutivas de un sistema de distribución

10

Figura 5. Tarifas de energía eléctrica

26

Figura 6. Curva de carga sector residencial

30

Figura 7. Curva de carga sector comercial

30

Figura 8. Curva de carga pequeña industria

31

Figura 9. Elementos de la curva de carga

31

Figura 10. Datos de la curva de carga

33

Figura 11. Curvas de carga - Factor de diversidad

43

Figura 12. Curvas de demanda diversificada

46

Figura 13. Gráficas de las curvas de carga – Ejercicio de aplicación

49

Figura 14. Etapas del planeamiento de un sistema de distribución

57

Figura 15. Proyección de la demanda en grandes ciudades

75

Figura 16. Sistema radial simple

97

Figura 17. Sistema radial expandido

98

Figura 18. Sistema radial con uniones

99

Figura 19. Sistema tipo anillo

100

Figura 20. Sistema selectivo primario

104

Figura 21. Sistema selectivo secundario

107

Figura 22. Sistema de malla secundaria

110

Figura 23. Sistema de malla secundaria cerrada

111

Figura 24. Sistema de malla secundaria puntual

112

Figura 25. Curva de demanda diversificada

193

Figura 26. Transformador como centro de carga

199

Figura 27. Acometida aérea

200

Figura 28. Ramal típico línea trenzada

213

Figura 29. Ramal típico línea separada

217

Figura 30. Equivalente de un par de conductores

224

Figura 31. Diagrama fasorial de una línea.

225

Figura 32. Gráfica caída de voltaje en red primaria

238

Figura 33. Caja primaria

263

Figura 34. Curvas características de algunos fusibles

264

Figura 35. Fusible Tipo T

265

Figura 36. Fusible Tipo K

266

Figura 37. Recierre automático trifásico

270

Figura 38. Tipos de sobretensiones

272

Figura 39. Características de las sobretensiones

274

Figura 40. Onda sinusoidal pura

289

Figura 41. Onda fundamental con armónico 3

290

Figura 42. Onda fundamental con armónicos 5, 7, 11 y 13

290

Figura 43. Selección del PCC donde otros usuarios pueden suplirse del servicio

299

Figura 44. Distribución de la intensidad luminosa

325

Figura 45. Coeficiente de utilización

334

Figura 46. La vertical de la luminaria coincide con el borde de la calzada

336

Figura 47. Localización bilateral alternada

337

Figura 48. Localización central doble

338

Figura 49. Curva isolux

340

Figura 50. Localización de los nueve puntos dependiendo de la disposición de las luminarias

342

Figura 51. Formato. Método de los nueve puntos

344

Figura 52. Localización de los 9 puntos en una calzada típica

345

Figura 53. Curva Isolux Altura 1m Flujo 1000 Lm

348

Figura 54. Gráfica del ejemplo

349

Figura 55. Forma de aterrizar para ejecución de trabajos

362

Figura 56. Resistencia del organismo en función de la tensión a la que esta sometido

401

1

INTRODUCCIÓN

Las disposiciones reglamentarias de las leyes 142 y 143 de 1.994 y las respectivas resoluciones de la comisión de regulación de energía y gas regulan la actividad de la transmisión y distribución de la energía eléctrica del país, así mismo, establecen la relación del sistema con los diferentes usuarios del mismo, con base en principios de eficiencia y calidad. Los criterios y procedimientos para la planeación, el diseño, la expansión, la operación y el mantenimiento de los sistemas de transmisión y distribución eléctrica deben ser conocidos por los usuarios y deben ser globales para las diferentes empresas que prestan estos servicios en el país.

En este orden de ideas es necesario que los ingenieros electricistas y los profesionales vinculados con el arte de la ingeniería eléctrica se encuentren bien informados en todos lo concerniente al sistema eléctrico; se hace necesario entonces, conocer los principios del diseño, los materiales utilizados en el levantamiento de estas obras y otros temas que de una u otra forma involucran el conocimiento de las redes de distribución.

El texto que se presenta en este trabajo de grado reúne en sí los diferentes temas que contempla el programa detallado de la materia de redes de distribución eléctrica, cátedra que se dicta en la Universidad Pontificia Bolivariana para los estudiantes de

2

pregrado de ingeniería eléctrica. El texto en sí es un compendio de los temas más relevantes que se desarrollan en dicha materia bajo la óptica de las disposiciones gubernamentales y las normas vigentes que son de obligatorio cumplimiento. En este trabajo de grado se desarrollan temas ya documentados en manuales, en otros libros y en una gran cantidad de artículos especializados, sin embargo, se reunen aquí todos esos esfuerzos diseminados y se logra obtener un libro que contemple de manera global todos los temas de la cátedra antes mencionada y de allí su título: “apuntes generales sobre redes de distribución eléctrica”.

Se espera que los capítulos desarrollados en este trabajo llenen las expectativas de los estudiantes de pregrado, de los estudiantes de postgrado, de los ingenieros en pleno ejercicio y de aquellas personas interesadas en los diferentes temas, así mismo se espera que las personas interesadas encuentren en este trabajo un texto de obligada consulta para poder abordar literatura más especializada.

El Autor.

3

1

1.1

EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN Y SUS COMPONENTES

SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA

Un sistema de potencia eléctrico se define como el conjunto de elementos como: centrales hidroeléctricas o térmicas, subestaciones, líneas de transmisión y redes de distribución que están eléctricamente unidas y cuya finalidad es hacer llegar a los usuarios de dicho sistema, la energía eléctrica que necesitan en forma segura con los niveles de calidad exigidos por el consumidor.

Aproximadamente las dos terceras partes de la inversión total del sistema de potencia están dedicadas a la distribución, lo que implica un trabajo cuidadoso en el planeamiento, diseño, construcción y en la operación de un sistema de distribución, lo que requiere manejar una información voluminosa y tomar numerosas decisiones lo cual es una tarea compleja y de gran trascendencia. Algunos parámetros importantes del sistema eléctrico son: − Frecuencia de servicio. Esta se expresa en Hertzios (Hz), en nuestro medio está normalizada en 60 Hz. (CREG 070/98)

4

− Número de fases. En nuestro sistema existen sistemas eléctricos del tipo trifásico (los más generalizados), monofásicos, y en algunos casos se utilizan sistemas bifásicos. − Tensión de servicio. Es la principal característica y la que determina el aislamiento de las partes constructivas de un sistema eléctrico. Representa el voltaje que podrán utilizar los usuarios en los diferentes puntos del sistema.

Tabla 1 muestra algunas de las tensiones de servicio utilizadas en los sistemas eléctricos.

Tabla 1. Ejemplos de tensiones de servicio TENSIÓN DE SERVICIO BAJA

MEDIA

ALTA

EXTRA – ALTA

TENSIÓN

TENSIÓN

TENSIÓN

TENSIÓN

7.62 kV *

115 kV *

345 kV

De 120 V a 440 V

13.2 kV *

138 kV

500 kV *

240/120 V, 208/120 V

34.5 kV *

161 kV

735 kV

220/127 V

44 kV *

230 kV *

1000 kV

440/240 V

66 kV

> 1000 kV (Ultra Alta Tensión) 69 kV * * Utilizados en Colombia **Fuente: Subestaciones de alta y extra alta tensión. Carlos Felipe Ramírez G. Página 4

El sistema eléctrico de potencia incluye tres etapas básicas: generación, transmisión y distribución. El diagrama de bloques de la Figura 1 da una idea de ello.

5

GENERACIÓN

SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN

SUBESTACIÓN ELEVADORA

SISTEMA DE TRANSMISIÓN

CIRCUITOS PRIMARIOS

CIRCUITOS SECUNDARIOS

ACOMETIDAS

Figura 1. Diagrama en bloques de un sistema de potencia

La etapa de generación es aquella en donde se hace el proceso de conversión de energía mecánica rotacional en energía eléctrica, obteniéndose un nivel de voltaje que ha de ser elevado mediante un transformador. La siguiente etapa es la de transmisión, la cual, consta de líneas o conductores, a través de los cuales se transporta la energía generada hasta la subestación de distribución.

La tensión se eleva a través de equipos de transformación para aprovechar los beneficios de una transmisión con pérdidas por efecto Joule bajas.

A continuación se muestra matemáticamente, los beneficios de transmisión a alto voltaje para una línea trifásica.

6

Las pérdidas por efecto Joule son: Pj = 3 * R * I 2 La potencia transmitida es: Pt = 3 ⋅ V ⋅ I ⋅ cosθ Despejando la corriente de la ecuación I=

Pt 3 ⋅ V ⋅ cosθ

Reemplazando en la ecuación inicial se tiene: Pj = Con

3 ⋅ R ⋅ Pt 2 Pt 2 ⋅ R = 3 ⋅ V 2 cos 2 θ V 2 cos 2 θ Pt = Constante R = Constante cosθ = Constante

De la ecuación se observa que si se aumenta la tensión de transmisión (v), las pérdidas por efecto Joule (Pj) disminuyen. A continuación se muestra la tendencia de

PÉRDIDAS POR EFECTO JOULE

las pérdidas a medida que los niveles de tensión aumentan.

P t : C o n s ta n te R : C o n s ta n te C o s ¢ :C o n s ta n te

T E N S IÓ N

Figura 2. Pérdidas en función del aumento de la tensión

7

La última etapa del sistema de potencia corresponde al sistema de distribución, el cual parte de la subestación de distribución pasando por los circuitos primarios, los transformadores de distribución, los circuitos secundarios y llegando al consumidor a través de la acometida.

El nombre de redes de distribución se deriva de la forma propia del trazado de las líneas de energía eléctrica en los centros de consumo, ya que estas se hacen en forma de malla o red. Lo que representa a su vez un incremento en la confiabilidad, flexibilidad y seguridad de dicho sistema.

La Figura 3 es la representación de un sistema eléctrico de potencia.

Figura 3. Diagrama unifilar de un sistema eléctrico de potencia

8

Subestaciones de Distribución. Estas reciben la potencia del circuito de transmisión y la transforman al voltaje adecuado para el suministro a los alimentadores primarios.

Alimentadores Primarios.

Son circuitos 3φ que salen de las subestaciones de

distribución y proveen los caminos al flujo de potencia para los Transformadores de distribución.

Transformadores de Distribución. Reducen el voltaje de los alimentadores primarios al voltaje adecuado para el consumidor.

Distribución Secundaria. Distribuye la potencia desde los bobinados secundarios de los transformadores de distribución hasta los consumidores. El voltaje en la distribución secundaria, varía de acuerdo a la carga que se vaya a alimentar. Más adelante se hablará de los voltajes más adecuados utilizados por las empresas de energía para las diversas clases de carga.

Hay una gran cantidad de combinaciones en los voltajes de transmisión - distribución primaria y distribución secundaria; pronto se verá que no hay una combinación estándar debido a múltiples factores como densidad de carga, áreas cubiertas, carga total servida, rata de crecimiento de la carga, geografía del terreno, disponibilidad de los derechos de vía, sistema de voltaje existente, etc.

9

En muchos casos, uno o varios de los componentes que forman parte de un sistema de distribución, pueden eliminarse. Por ejemplo, un pequeño pueblo que es servido por una planta independiente, la distribución, consiste en algunos alimentadores primarios, que van a los transformadores de distribución donde el voltaje se reduce al nivel requerido por los consumidores.

1.2

CIRCUITOS DE SUBTRANSMISIÓN

La tensión de estos circuitos está comprendida entre valores de transmisión y de distribución. Estos circuitos parten de un transformador exclusivo que generalmente está en la subestación de distribución o del devanado auxiliar de un transformador de tres devanados.

A los niveles de subtransmisión se manejan en Colombia demandas de potencia del orden de 10 a 35 MVA, mientras que en distribución las demandas están entre 75 y 500 kVA.

Los niveles de tensión en redes de subtransmisión normalizados en Colombia son: 34.5 kV, 44 kV, 66 kV. En su recorrido estos circuitos generalmente alimentan cargas industriales u otros municipios.

10

1.3

PARTES DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

Las partes del sistema de distribución se muestran en la Figura 4.

En ella se

observan los elementos necesarios para llevar la energía eléctrica al usuario, desde el momento en que el transformador de la subestación de distribución recibe la potencia hasta entregarla finalmente transformada al usuario final para hacer uso de ella.

2

4 15

1 11 2 10

14 12

9

13

USUARIO CE

3

RA

CP

5

9

CP 7

8

IF

RV

16

CE 6

17

SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

Figura 4. Partes constitutivas de un sistema de distribución

8

11

Donde: 1 = Transformador de potencia. 2 = Interruptores. 3 = Barraje. 4 = Seccionador de puesta a tierra. 5 = Ingreso a la canalización. 6 = Canalización. 7 = Salida de circuito. 8 = Seccionadores o cuchillas. 9 = Aisladero. 10 = Transformador de distribución. 11 = Pararrayos. 12 = Red secundaria. 13 = Acometida Secundaria. 14 = Contador. 15 = Interruptor de bajo voltaje. 16 = Acometida Primaria. 17 = Subestación de edificio, Fábrica, Centro comercial, etcIngreso a la canalización RV = Regulador de voltaje. RA = Reconectador automático. IF = Indicador de falla. CP = Circuito principal. CE = Circuito de emergencia.

12

1.3.1

Subestación de distribución

Reciben la potencia de los circuitos de transmisión o subtransmisión y transforman su voltaje a niveles adecuados para el suministro a los alimentadores primarios. En ella tenemos: − Transformador de potencia. − Interruptores. − Seccionador de línea de puesta a tierra. Este seccionador puede ser manual o automático según las necesidades del sistema. − Equipos de protección.

1.3.2

Líneas primarias o alimentadores primarios

Son los circuitos que salen de la subestación de distribución y abastecen los caminos de flujo de potencia para los transformadores de distribución, recorriendo el área de carga. Estos alimentadores pueden ser de tipo trifásico o monofásico, aéreos o subterráneos.

Los alimentadores primarios incluyen elementos como los siguientes:

− Elementos de maniobra y/o protección.

Como aisladeros, pararrayos,

seccionadores, reconectadores e interruptores. − Elementos de señalización. Como por ejemplo el indicador de falla. − Elementos que controlan la tensión como reguladores y capacitores.

13

− Transformadores de distribución.

Que se encargan de reducir el voltaje de los

alimentadores primarios a niveles adecuados de utilización para el consumidor. − Salidas de circuitos. − Acometida primaria.

Entrada de la alimentación en urbanizaciones, fábricas,

edificios, centros comerciales, etc. Se utiliza cuando es necesario alimentar un centro de transformación (subestación).

1.3.3

Red secundaria

Es la encargada de distribuir la potencia de los secundarios de los transformadores de distribución a los usuarios, a un nivel de tensión adecuado para su utilización. Pueden ser trifásicas o monofásicas, aérea o subterránea.

1.3.4

Acometida secundaria

Es la parte del sistema de distribución que se encuentra entre la red secundaria y el contador del usuario. Esta acometida puede ser aérea o subterránea, trifásica o monofásica.

Se resume entonces, que una red de distribución es la parte de un sistema eléctrico de potencia que le lleva al usuario la energía proveniente de la subestación de distribución, incluyendo la acometida.

14

1.3.5

Tipos de voltajes utilizados en distribución

Hay una gran variedad de voltajes de generación, transmisión, distribución primaria, distribución secundaria, etc. Ejemplo de ello son los siguientes:

Tabla 2. Tensiones de generación y distribución GENERACIÓN

TRANSMISIÓN

DISTRIBUCIÓN

DISTRIBUCIÓN

PRIMARIA

SECUNDARIA

*6.6 Kv

*110 kV

*7.62 kV (10)

*240/120 V

*13.2 kV

138 kV

11.4 kV (30)

*220/127 V

*13.8 kV

160 kV

*13.2 kV (30)

*208/120 V

15 kV

*220 kV

6.6 kV (10)

*440/240 V

35 kV

345 kV

480/277 V

400 kV *500 kV 750 kV * Utilizados en Colombia **Fuente: Subestaciones de alta y extra alta tensión. Carlos Felipe Ramírez G. Página 5

1.4

CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

En general se puede mencionar que para llevar la energía eléctrica a los consumidores, desde el punto de vista de construcción se tienen dos tipos de instalaciones: aéreas y subterráneas.

15

En las redes aéreas los conductores van sostenidos en postes, mientras que en las subterráneas van en ductos o directamente enterrados.

1.4.1

Redes de distribución aéreas

En esta modalidad los conductores, que usualmente se utilizan son desnudos, van soportados a través de aisladores en crucetas metálicas, en postes fabricados en concreto o madera o metálicos en sistemas urbanos y rurales.

Comparativamente las instalaciones aéreas tienen un menor costo inicial que las subterráneas (10 veces menos). Pero, están expuestas a un gran número de factores que pueden ocasionar muchas interrupciones en el servicio tales como: − Descargas atmosféricas. − Lluvias. − Granizo. − Vientos. − Polvo. − Temblores. − Gases contaminantes. − Contactos con ramas de árboles. − Vandalismo. − Choques de vehículos.

16

Otras desventajas al comparar con el sistema de distribución subterráneo son: − Poca estética. − Menos confiabilidad. − Menos seguridad (Peligro a los transeúntes)

Sin embargo, a pesar de las contingencias a las que pueden estar sometidas, las redes aéreas son las más utilizadas.

Las redes aéreas tienen las siguientes ventajas: − Fácil mantenimiento. − Rápida localización de fallas. − Costo inicial bajo. − Costos de mantenimiento bajos. − Fácil diseño y construcción.

1.4.2

Redes de distribución subterráneas

Son empleadas en zonas donde por razones de urbanismo, de concentración de carga, congestión o condiciones de mantenimiento no es aconsejable el sistema aéreo. Actualmente el sistema subterráneo es competitivo frente al sistema aéreo en zonas urbanas céntricas.

Desventajas: − Su alto costo inicial.

17

− Dificultad para localizar las fallas cuando hay daño en el aislamiento. − Mantenimiento costoso y complicado. − Su diseño y construcción es complicado.

Respecto a la red aérea el sistema subterráneo resulta ser: − Más confiable. − De mejor estética. − Más seguro.

La razón de su alta confiabilidad radica en el hecho de que no se ve afectada por los factores mencionados para la red aérea.

1.4.3

Factores que influyen en la elección de un sistema aéreo o subterráneo

− Densidad de carga. − Confiabilidad. − Estética. − Costo de inversión. − Costo de operación y/o mantenimiento. − Facilidad de operación. − Seguridad. − Aspectos ambientales y urbanismo.

18

1.4.4

Objetivos que debe cumplir el sistema elegido

− Mantener la tensión de suministro a los consumidores dentro de los límites permisibles. − Máxima

seguridad en el suministro de energía, estableciendo un equilibrio

técnico-económico. − Óptimo dimensionamiento en la instalación para cubrir demandas futuras a un costo mínimo.

El sistema de distribución eléctrico se hace cada día más importante, entre otras, por las siguientes razones: − Cumple la función de enlace con el consumidor final. − Representa un elevado costo de la inversión total del sistema de potencia, oscilando alrededor de un 50% del total de redes y se eleva a un 70% cuando son construidos con de redes subterráneas. − Es la parte del sistema que más aporta pérdidas de energía al sistema (oscila en valores cercanos al 70% de las pérdidas totales). − El factor más importante reside en el gran volumen de elementos que conforman estos sistemas. − Supervisar y controlar el desarrollo de un sistema de distribución requiere manejar una información voluminosa y tomar delicadas decisiones, lo cual es una tarea compleja y de gran trascendencia.

19

2

2.1

CARACTERÍSTICAS DE LAS CARGAS

CLASIFICACIÓN DE LAS CARGAS

2.1.1

Según su localización geográfica

− Redes urbanas − Suburbanas − Rurales − Centro de la ciudad.

2.1.2 2.1.2.1

Según la confiabilidad

Primera categoría

También llamada sensible.

Corresponde a los usuarios para los cuales una

interrupción pondría en peligro vidas humanas; también para aquellos que tienen complicados y costosos procesos industriales; estos usuarios deben disponer de plantas de emergencia y circuitos de respaldo. Se pueden citar en esta categoría los hospitales, grandes industrias (Empresas que tienen circuitos a 44 kV de diferentes

20

subestaciones), instalaciones de servicio público, iluminación de pistas de aeropuertos, iluminación de subestaciones, estaciones de bomberos, etc.

2.1.2.2

Segunda categoría

También llamada semisensible. Son aquellos usuarios a los cuales una interrupción causa serios perjuicios, como es la pequeña industria, zonas comerciales, poblaciones menores, etc.

2.1.2.3

Tercera categoría o normal

Representada por las cargas que ante una interrupción de la energía eléctrica, no tengan asociadas unas pérdidas económicas altas o perjuicios de gran consideración, como en el caso de las cargas residenciales.

2.1.3

Según la tarifa

− Cargas de pequeña, mediana y gran industria − Cargas residenciales − Cargas comerciales − Cargas de otros

En “otros” se considera la energía consumida por los edificios e instituciones del gobierno, el alumbrado público, instituciones de la iglesia, etc.

21

2.1.4 2.1.4.1

Según el tipo de consumidor

Residencial

La empresa encargada suministra directamente el voltaje a niveles adecuados para el usuario 120 / 240 V ó 208 / 120 V.

Estas tendrán una subdivisión de acuerdo a su localización en el espacio geográfico, así: Urbana, suburbana y rural.

2.1.4.2

Industrial

De acuerdo al tipo de industria, tal como se ha definido anteriormente, se dividen en pequeña, mediana y gran industria. EL usuario de acuerdo a sus necesidades define la forma en que alimentará sus equipos.

2.1.4.3

Comercial

Son aquellas cargas que son vitales para el desarrollo económico de un poblado. Se pueden clasificar así: − Áreas del centro de la ciudad. − Centros comerciales. − Edificios y centros financieros.

22

Cabe mencionar que las cargas industrial y comercial reciben un voltaje para que ellos mismos lo transformen, normalmente en 13,2 kV hasta 500 kVA y de ahí en adelante en 44 kV.

2.1.4.4

Turísticas

Balnearios, centros vacacionales, hoteles, etc.

2.1.4.5

Servicio oficial

Es el que se presta a las oficinas de carácter gubernamental o de orden nacional, departamental o municipal.

Se presta también a los municipios para fines de

iluminación de vías públicas, parques y señales de tránsito; planteles educativos, hospitales, clínicas, ancianatos, orfanatos y en general empresas de carácter oficial.

2.1.4.6

Servicio especial:

Es el que se presta a entidades culturales sin ánimo de lucro que reciben donaciones de entidades oficiales de cualquier orden, o que estas últimas hayan participado en su constitución. También se podrán incluir instituciones de beneficencia, servicios sociales, instituciones eclesiásticas, etc.

23

2.1.4.7

Servicio provisional

Es el que se presta a espectáculos públicos no permanentes, iluminaciones decorativas y otros servicios de carácter ocasional como en el sector de la construcción.

2.2

TARIFAS DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Para el cobro del servicio eléctrico, las empresas de energía se rigen por la ley 142 de 1.994

(artículo 86), ésta ley determina el régimen tarifario y la comisión de

regulación de energía y gas (CREG) expide resoluciones por medio de las cuales se dictaminan las tarifas que se aplican a los diferentes consumos.

Se recomienda al lector observar la Resolución No. 078 del 29 de abril de 1997 Por la cual se establece la transición en materia de tarifas de los usuarios regulados

Las tarifas se determinan con base en la estructura económica de costos de la prestación del servicio de energía en consideraciones de equidad social.

Las siguientes definiciones y criterios son los fundamentos para el cobro de este servicio:

24

2.2.1

Estrato socioeconómico

Nivel de clasificación de la población con características similares en cuanto a grado de riqueza y calidad de vida, determinada mediante las condiciones físicas de la vivienda y su localización geográfica.

2.2.2

Tarifas residenciales

Para efectos de facturación se consideran como residenciales también a los pequeños establecimientos comerciales o industriales anexos a las viviendas.

Para el servicio a usuarios residenciales se establece un cargo fijo mensual, un cargo mensual por consumo y cuando es el caso, un cargo por demanda máxima.

El cargo fijo mensual es independiente del nivel de consumo y su valor depende del estrato socioeconómico.

El cargo por consumo se liquida de acuerdo a las tarifas para cada uno de los siguientes rangos: − Primero: Consumo de subsistencia. − Segundo: Consumo básico. − Tercero: Consumo intermedio. − Cuarto:

Consumo superior.

25

La magnitud de estos rangos se establecen con base en parámetros tales como los hábitos de consumo, la disponibilidad de sustitutos energéticos y el estrato socioeconómico.

El cargo por demanda máxima se le asigna a toda unidad residencial con una carga instalada superior a 40 kW que se liquidará con las tarifas de demanda máxima del servicio industrial en el nivel de tensión correspondiente.

2.2.3

Tarifas no residenciales

Para este servicio se cobra un cargo fijo mensual, un cargo por consumo y cuando es el caso un cargo mensual por demanda máxima y uno por energía reactiva. Para estos cobros, se podrán establecer tarifas diferenciales según los niveles de tensión a la cual se conecten los equipos de medida.

Las tarifas por concepto de consumo de energía activa y reactiva y de demanda máxima pueden ser objeto de diferenciación horaria de allí que existan tarifas por consumos de energía en punta o por fuera de punta.

A continuación se muestra un anuncio de prensa que mes a mes las empresas que prestan el servicio de energía eléctrica tienen que expedir. En dicho anuncio se consignan las tarifas de la energía para cada uno de los niveles de tensión y para cada uno de los tipos de usuario que la empresa atiende. (Observar Figura 5)

26

Figura 5. Tarifas de energía eléctrica

27

2.3

2.3.1

CARACTERÍSTICAS GENERALES Y DEFINICIONES

Capacidad

Es la potencia nominal que un equipo o sistema eléctrico tiene para entregar. En los datos de placa de los diferentes aparatos del sistema se lee la capacidad por ejemplo: − Generador de 70 MVA. − Transformador de 75 kVA.

2.3.2

Carga instalada

Es la sumatoria de las potencias nominales de todos los aparatos y equipos que se encuentran conectados a un sistema eléctrico sea que estén en operación ó no, o que potencialmente puedan conectarse al sistema. Se expresa en kVA, kW. Esta carga conectada puede referirse a todo un sistema o parte de él.

Para su evaluación se toma como base, además de las potencias especificadas en placas, las equivalencias dadas por el ICONTEC (Norma 2050).

2.3.3

Demanda

Es la cantidad de potencia que un consumidor utiliza de la red o del sistema en un intervalo de tiempo dado, llamado intervalo de demanda.

28

La demanda de un sistema o instalación también puede definirse como la carga medida en los terminales del receptor en un intervalo definido de tiempo. La demanda puede darse tanto en kVA, kvar, kW, A

o como porcentajes de la

demanda máxima (Por Unidad).

2.3.4

Demanda promedio (DP)

Es el promedio de la demanda solicitada por el usuario durante un intervalo de tiempo dado. Se hace énfasis en la demanda promedio ya que las cargas instantáneas no son importantes puesto que se presentan durante períodos de tiempo muy cortos. Dp =

Energía consumida en un intervalo de tiempo el intervalo de tiempo

Ejemplo: Si la energía consumida en una residencia en un día es 17,5 kWh. Encontrar la demanda promedio. Dp = (17,5 kWh) / 24 h Dp = 0,73 kW

2.3.5

Demanda máxima (DMax)

Es la máxima condición de carga que se presenta en un sistema o instalación durante un tiempo específico.

La demanda máxima es expresada en unidades

apropiadas dependiendo del tipo de carga, tales como kVA, kW, kvar o A.

29

La demanda máxima es de gran interés, ya que representa las condiciones más severas de operación impuestas a un sistema desde el punto de vista térmico y de caídas de voltaje. Puede ser tomada como la demanda máxima instantánea, pero en la práctica se define también para la demanda máxima un intervalo de demanda. La mayoría de estos intervalos usados en medidores de demanda son 5, 15, 30, 60 minutos, sin embargo, también se puede definir cual es la demanda máxima diaria, semanal, mensual o anual.

2.3.6

Curvas de carga

Están formadas por las demandas máximas que se presentan en un intervalo de tiempo dado, por ejemplo, si la curva de carga es diaria, se tomará las demandas máximas presentadas durante el día.

El análisis de estas curvas constituye una base para determinar las tendencias de la carga y permite seleccionar los equipos de transformación y protección. También se pueden obtener datos que indican el comportamiento propio de la carga y de ésta en relación con la capacidad instalada. Por ejemplo si el período tomado para la curva de carga es de un año, la demanda máxima será un dato importante para ser, por ejemplo, utilizado para la planeación del crecimiento y expansión de un sistema eléctrico.

A continuación se muestran algunas curvas de carga típicas. Cabe mencionar que los valores están expresados como un porcentaje de la demanda máxima (p.u.). La

30

importancia de estas curvas radica en que su forma determina el comportamiento eléctrico de las cargas residenciales, comerciales y de la pequeña industria

CURVA DE CARGA SECTOR RESIDENCIAL 1,000 0,900 0,800 0,700

P.U.

0,600 0,500 0,400 0,300 0,200 0,100 23:30

20:30 21:15 22:00 22:45

18:15 19:00 19:45

16:45 17:30

11:30 12:15 13:00 13:45 14:30 15:15 16:00

10:00 10:45

6:15 7:00 7:45 8:30 9:15

4:00 4:45 5:30

3:15

0:15 1:00 1:45 2:30

0,000

TIEMPO (hh:m m )

Figura 6. Curva de carga sector residencial

CURV A DE CARG A M O RF O L O G ÍA CO M ERCIO 1 0 ,9 0 ,8 0 ,7

0 ,5 0 ,4 0 ,3 0 ,2 0 ,1

TIEM PO (h h :m m )

Figura 7. Curva de carga sector comercial

23:30

22:45

22:00

20:30 21:15

19:45

19:00

18:15

17:30

16:45

16:00

14:30 15:15

13:45

13:00

12:15

11:30

10:45

10:00

8:30 9:15

7:45

7:00

6:15

5:30

4:45

4:00

2:30 3:15

1:45

1:00

0 0:15

P.U.

0 ,6

31

CURV A DE CARGA M ORFOLO GÍA P EQUEÑA INDUS TRIA 1 0,9 0,8 0,7

P.U.

0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 23:30

22:45

22:00

20:30 21:15

19:45

19:00

18:15

17:30

16:45

16:00

14:30 15:15

13:45

13:00

12:15

11:30

10:45

10:00

8:30 9:15

7:45

7:00

6:15

5:30

4:45

4:00

2:30 3:15

1:45

1:00

0:15

0

T IEM PO ( h h :m m )

Figura 8. Curva de carga pequeña industria

CURVA DE CARGA EN P.U. CLASE ALTA 1.2 Demanda Máxima 1 Demanda Promedio

0.6

0.4 EL ÁREA BAJO LA CURVA ES LA ENERGÍA CONSUMIDA

0.2

TIEMPO (hh:m m )

Figura 9. Elementos de la curva de carga

23:30

22:45

22:00

21:15

20:30

19:45

19:00

18:15

17:30

16:45

16:00

15:15

14:30

13:45

13:00

12:15

11:30

10:45

10:00

09:15

08:30

07:45

07:00

06:15

05:30

04:45

04:00

03:15

02:30

01:45

01:00

0 00:15

P.U.

0.8

32

En general las curvas de carga se expresan en por unidad ya que este manejo de unidades permite mayor flexibilidad al usuario de la misma, en el eje X se tiene el tiempo, las unidades varían según las necesidades. En la figura se muestra la demanda máxima de la curva y la demanda promedio, así mismo se indica que el área bajo la curva es la energía. ENERGÍA = ∫ D(t) dt ,

Donde D(t) es la demanda en el tiempo (curva de carga)

Toda curva de carga debe ir acompañada de una tabla donde se indiquen los datos de la curva y sus unidades. (Observar Figura 10)

2.3.7

Factor de demanda (Fd)

Es la relación entre la demanda máxima de un sistema o parte de él y la carga total instalada o conectada al sistema o parte de él. El Fd siempre es menor o igual a 1, ya que la demanda máxima es menor o a lo sumo igual a la carga conectada del sistema.

Fd =

Demanda Máxima Carga instalada

Este factor indica la simultaneidad en el uso de la carga total conectada. Es decir, los aparatos eléctricos de una instalación, normalmente no serán accionados al mismo tiempo a plena carga, en cuyo caso el factor de demanda es menor que la unidad, a excepción de algunos casos por ejemplo, de la red de alumbrado público cuyo factor

33 T ABL A DE DAT O S C U R V A D E C A R G A E N P .U . CLASE ALT A T IE M P O (h h:m m ) 0 0 :1 5 0 0 :3 0 0 0 :4 5 0 1 :0 0 0 1 :1 5 0 1 :3 0 0 1 :4 5 0 2 :0 0 0 2 :1 5 0 2 :3 0 0 2 :4 5 0 3 :0 0 0 3 :1 5 0 3 :3 0 0 3 :4 5 0 4 :0 0 0 4 :1 5 0 4 :3 0 0 4 :4 5 0 5 :0 0 0 5 :1 5 0 5 :3 0 0 5 :4 5 0 6 :0 0 0 6 :1 5 0 6 :3 0 0 6 :4 5 0 7 :0 0 0 7 :1 5 0 7 :3 0 0 7 :4 5 0 8 :0 0 0 8 :1 5 0 8 :3 0 0 8 :4 5 0 9 :0 0 0 9 :1 5 0 9 :3 0 0 9 :4 5 1 0 :0 0 1 0 :1 5 1 0 :3 0 1 0 :4 5 1 1 :0 0 1 1 :1 5 1 1 :3 0 1 1 :4 5 1 2 :0 0

P .U . M Á XIM A 0 .5 0 0 0 .4 5 4 0 .4 3 7 0 .4 4 0 0 .4 3 2 0 .4 2 8 0 .4 0 5 0 .4 0 0 0 .4 1 4 0 .3 8 1 0 .4 1 5 0 .4 0 7 0 .4 0 6 0 .4 1 2 0 .3 8 5 0 .4 0 4 0 .4 4 2 0 .4 7 0 0 .4 9 1 0 .4 9 6 0 .5 2 8 0 .5 1 4 0 .4 8 4 0 .4 5 1 0 .5 2 0 0 .6 1 9 0 .6 7 8 0 .6 6 2 0 .6 2 1 0 .6 5 3 0 .6 1 8 0 .6 2 6 0 .6 2 5 0 .6 5 2 0 .6 5 0 0 .6 5 8 0 .6 0 5 0 .6 2 8 0 .5 4 7 0 .6 1 8 0 .5 8 2 0 .6 1 1 0 .5 7 4 0 .5 9 1 0 .6 4 2 0 .6 7 1 0 .7 1 2 0 .6 8 8

D e m an d a M á xim a

T IE M P O (hh :m m ) 1 2 :1 5 1 2 :3 0 1 2 :4 5 1 3 :0 0 1 3 :1 5 1 3 :3 0 1 3 :4 5 1 4 :0 0 1 4 :1 5 1 4 :3 0 1 4 :4 5 1 5 :0 0 1 5 :1 5 1 5 :3 0 1 5 :4 5 1 6 :0 0 1 6 :1 5 1 6 :3 0 1 6 :4 5 1 7 :0 0 1 7 :1 5 1 7 :3 0 1 7 :4 5 1 8 :0 0 1 8 :1 5 1 8 :3 0 1 8 :4 5 1 9 :0 0 1 9 :1 5 1 9 :3 0 1 9 :4 5 2 0 :0 0 2 0 :1 5 2 0 :3 0 2 0 :4 5 2 1 :0 0 2 1 :1 5 2 1 :3 0 2 1 :4 5 2 2 :0 0 2 2 :1 5 2 2 :3 0 2 2 :4 5 2 3 :0 0 2 3 :1 5 2 3 :3 0 2 3 :4 5 0 0 :0 0

P .U . M ÁX IM A 0 .6 7 0 0 .6 5 4 0 .6 7 1 0 .6 2 1 0 .5 5 6 0 .5 0 1 0 .5 0 6 0 .5 0 0 0 .4 6 8 0 .4 6 1 0 .4 1 4 0 .3 9 5 0 .4 1 9 0 .4 5 3 0 .4 6 0 0 .4 1 7 0 .4 0 6 0 .4 1 5 0 .4 3 2 0 .4 2 8 0 .3 9 8 0 .3 9 9 0 .4 6 4 0 .5 1 9 0 .7 2 0 0 .7 7 8 0 .8 5 3 0 .9 2 0 0 .9 7 6 1 .0 0 0 0 .9 4 8 0 .9 4 1 0 .9 0 6 0 .9 2 6 0 .9 3 6 0 .8 9 4 0 .8 2 5 0 .8 2 3 0 .8 0 9 0 .8 3 3 0 .8 1 5 0 .7 8 7 0 .7 0 1 0 .6 9 5 0 .6 1 5 0 .5 6 1 0 .5 6 9 0 .5 3 3

5.2 k W

Figura 10. Datos de la curva de carga

34

de demanda es 1, ya que todas las cargas están conectadas simultáneamente en condiciones normales. En resumen este factor indica como se está usando la carga conectada al sistema.

El factor de demanda resulta ser adimensional, dado que la carga conectada y la demanda máxima deben estar expresadas en las mismas unidades.

Para ser específicos, un registro del factor de demanda debería indicar el intervalo de demanda y el período sobre el cual la demanda máxima es aplicada.

Aunque puede ser aplicado a un gran sistema, este factor es usualmente aplicable a usuarios de tipo industrial, comercial, residencial, etc.

2.3.8

Factor de carga (Fc)

Mide el grado de variación de carga en un período determinado, es decir, indica el comportamiento general de la demanda comparado con su pico máximo. Como la mayoría de las cargas son variables durante un período de tiempo dado y sólo tendrán algunos picos de demanda máximos; esta variación es medida a través del factor de carga, el cual está definido como: Fc =

Demanda promedio Demanda Máxima

35

La demanda máxima, debe ser el pico ocurrido en el mismo período en el cual se toma la demanda promedio. Este factor es adimensional y siempre es menor o igual que uno.

El área bajo una curva de carga diaria representa el consumo de kWh durante las 24 horas del día, por lo tanto, el factor de carga también puede ser definido como:

Fc =

Energía consumida en 24 horas Demanda Máxima en 24 horas x 24 horas

Tabla 3. Factores de carga típicos ZONA

FC (RANGO)

ZONAS RESIDENCIALES

(0,40 – 0,60)

ZONAS COMERCIALES

(0,60 – 0,70)

ZONAS INDUSTRIALES

(0,68 – 0,75)

* Estos rangos han sido establecidos en los estudios de caracterización de la carga.

El factor de carga es mayor que cero y menor que la unidad. Una carga constante en un determinado período de tiempo tiene un factor de carga igual a 1, puesto que la carga promedio y el pico son iguales como el caso del alumbrado público.

36

Es necesario especificar el intervalo de tiempo en el que estén considerados los valores de la demanda máxima instantánea y la demanda promedio, ya que para una misma carga en un periodo de tiempo mayor se obtiene un factor de carga menor. Debido a esto: Fc Anual < Fc Mensual < Fc Semanal < Fc Diario

Básicamente el factor de carga indica el comportamiento general de la demanda comparado con su pico máximo. Los ciclos de carga de varias formas y picos pueden tener igual factor de carga; el único requerimiento para esta igualdad es que la relación entre los respectivos promedios de carga y el pico sean iguales.

2.3.9

Factor de utilización (FU)

Es la relación entre la máxima demanda de un sistema o parte de él y la capacidad nominal del sistema o parte de él.

FU =

Demanda máxima del sistema Capacidad instalada

Un registro de factor de utilización indicaría el intervalo de demanda y el período sobre el cual la demanda máxima es aplicada. El factor de utilización indica el grado al cual la capacidad de un sistema está siendo utilizado durante un pico de carga. Se usa en sistemas que proporcionan potencia, por ejemplo los transformadores. El siguiente es un ejemplo para el factor de utilización:

37

Se tiene un transformador de distribución de 75 kVA, durante un mes se registro su demanda y se encontró que la máxima demanda fue de 24 kVA FU = 24 kVA / 75 kVA FU = 0,32

Si FU es mayor que 1 indica que el transformador está siendo sobrecargado ya que los usuarios le están exigiendo más de su capacidad nominal.

El factor de demanda

nos indica que porcentaje de la carga instalada se está

alimentando, en cambio el factor de utilización nos indica la fracción de la capacidad del sistema que se está utilizando durante el máximo pico de carga (Indica la utilización máxima del equipo).

2.3.10 Factor de planta nominal (Fpt) Se define como la relación entre la demanda promedio y la capacidad instalada

Fpt =

Demanda Promedio Capacidad instalada

Este factor nos informa acerca de la utilización promedio del equipo o instalación.

38

2.3.11 Factor de potencia (Cos φ) Es la relación entre la potencia activa y la potencia aparente. La incidencia más importante del factor de potencia se da en el porcentaje de pérdidas y en la regulación de voltaje por lo tanto en la calidad y economía del servicio de energía.

FP = Cos φ =

Potencia Activa Potencia Aparente

Para sistemas de distribución se fija como norma un valor de 0.9, y en caso de que presenten valores menores a éste, se deberá corregir a través de condensadores o cualquier otro método.

2.3.12 Factor de perdidas (fperd) Para el cálculo de pérdidas de energía a partir de las pérdidas de potencia se utiliza el factor de pérdidas. Este factor se define como la relación entre el valor medio y el valor máximo de la potencia disipada en pérdidas en un intervalo de tiempo considerado.

Fperd =

Valor medio de kWh de pérdidas durante un periodo kW máximos de pérdidas x No. de horas del periodo

El factor de pérdidas es el porcentaje de tiempo que requiere el valor pico de una carga para producir las mismas pérdidas que las producidas por la carga real en un

39

periodo dado. Para efectuar el cálculo de este factor se pueden utilizar las siguientes expresiones: Fperd = k × Fc + (1 − k) × Fc 2 Fórmula de Buller Fc : Factor de carga k : Coeficiente estadístico (1+k) ≈ cos 2 φ La ecuación más utilizada para el cálculo del factor de pérdidas es la siguiente:

Fperd = 0,3 × Fc + 0,7 × Fc 2

2.3.13 Densidad de carga Este parámetro nos indica cuánta es la carga por unidad de área. Es frecuentemente útil para medir las necesidades eléctricas de un área determinada. Se puede medir en kVA por metro cuadrado y se define como la carga instalada por unidad de área; el término voltio-amperio por pie cuadrado es usado también al referirse a la densidad de la carga, sin embargo, es limitado a edificios comerciales o plantas industriales.

Conociendo la densidad de carga y el área de la sección en estudio, se puede conocer el valor de la carga instalada.

Ejemplo: encontrar la densidad de carga de una zona residencial de 500 metros cuadrados y cuya carga conectada es de 1800 kVA. Densidad de carga = 1800 kVA / 500 m2 = 3,60 kVA/ m2

40

2.3.14 Diversidad de carga La diversidad de carga se presenta en un grupo de consumidores que tienen una demanda específica, pero, por razón de sus diferentes hábitos, sus curvas de carga varían unas de otras y sus demandas máximas no coinciden en el tiempo.

Este concepto indica que los picos de demanda individuales no ocurren simultáneamente. En los transformadores de distribución casi que coinciden en el tiempo las demandas máximas individuales, pues generalmente alimentan cargas relacionadas, lo que no ocurre con transformadores de potencia en subestaciones. Para el primer caso se dice que hay menor diversificación de carga que para el segundo caso.

2.3.15 Demanda máxima diversificada (Dmáx) Es la máxima demanda encontrada en un grupo de consumidores cuyas curvas de carga varían unas de otras y sus demandas máximas no coinciden en el tiempo. Esta demanda determina la capacidad del sistema alimentador: así, la demanda máxima diversificada de un grupo de usuarios determina la capacidad del transformador; la demanda máxima diversificada de un grupo de transformadores determina la capacidad de la línea primaria, y la demanda máxima de un grupo de alimentadores primarios determina la capacidad de la subestación.

41

En caso de que no se pueda hacer una medición exacta de la demanda máxima diversificada, debe utilizarse datos históricos que representan una buena aproximación.

2.3.16 Demanda máxima diversificada promedio Es la relación entre la demanda máxima diversificada de un sistema y el número de usuarios que alimenta este sistema. Dmax div promedio =

Demanda máxima diversificada del grupo Número de usuarios

Por ejemplo si se tienen 20 usuarios y la máxima demanda del grupo fue de 50 kVA el factor de demanda diversificada será: Dmax div. Promedio = 50 kVA / 20 Instalaciones = 2,50 kVA / Inst.

2.3.17 Demanda no coincidente Se define como la suma de las demandas máximas individuales sin importar que coincidan o no en el tiempo.

Básicamente la demanda máxima no coincidente es muy útil cuando se trabaja con cargas no homogéneas, mientras que la demanda máxima coincidente o diversificada se aplica ante todo a cargas del mismo tipo.

42

2.3.18 Factor de diversidad o de grupo (Fdiv) Se define como la relación entre las sumas de las demandas máximas individuales y la demanda máxima de todo el grupo. Puede referirse a dos o más cargas separadas, o puede incluir todas las cargas de cualquier parte de un sistema eléctrico o el sistema total. n

Fdiv =

∑ Demandas máximas individuales

i

i =1

Demanda Máxima diversificada del grupo

El factor de diversidad se utiliza para determinar la demanda máxima que resulte de la combinación de un grupo de cargas individuales o de la combinación de dos o más grupos de éstos. Estas combinaciones puede representar un grupo de usuarios alimentados por un transformador, un grupo de transformadores conectados a un alimentador primario, un grupo de alimentadores conectados a una subestación, etc.

Mientras que el factor de demanda indica la simultaneidad en el uso de los equipos instalados por el usuario, el factor de diversidad permite juzgar el hecho de que tan coincidentes en el tiempo son las demandas máximas individuales y aprovechar la diversidad para hacer más económicos los diseños y construcciones de los sistemas de distribución puesto que se ajustan a la realidad. Los factores de diversidad son diferentes para las distintas regiones del país, pues dependen del clima, de las costumbres, del grado de industrialización de la zona y de las diferentes clases de consumo.

43

Las siguientes curvas de carga se utilizan para mostrar el cálculo del factor de diversidad, estas curvas simulan comportamientos residenciales de los estratos 1 y 2. (Observar la Figura 11)

kVA

C u r va 1

80 70 60 50 40 30 20 10 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

T ie m p o ( h h )

C u r va 2

kVA 70 60 50 40 30 20 10 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

T ie m p o ( h h )

kVA

C u r va 3

90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

T ie m p o ( h h )

kVA

S UM A C 1 + C 2 + C 3

1 80 1 60 1 40 1 20 1 00 80 60 40 20 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

T ie m p o ( h h )

Figura 11. Curvas de carga - Factor de diversidad

44

Tabla 4. Datos curva de carga - Factor de diversidad TIEMPO (hh) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Dem. Máx Intervalo de Dem. Máx Dem. Promedio

CURVA 1 CURVA 2 CURVA 3 kVA kVA kVA 10 15 5 10 15 5 10 15 5 10 15 20 10 15 20 20 15 30 20 15 30 20 15 30 20 40 50 20 40 50 20 40 80 20 40 80 70 40 50 70 40 50 50 40 30 50 60 30 30 60 30 30 50 10 60 50 10 60 50 10 60 50 5 10 50 5 10 5 5 10 5 5

70.00 13 – 14 29.17

60.00 16 - 17 32.50

80.00 11 – 12 26.88

SUMA kVA 30 30 30 45 45 65 65 65 110 110 140 140 160 160 120 140 120 90 120 120 115 65 20 20

160.00 13 - 14 88.54

Demanda no coincidente = 70 kVA + 60 kVA + 80 kVA = 210 kVA Demanda máxima diversificada del grupo = 160 kVA Fdiv = (70 + 60 + 80) kVA / 160 kVA Fdiv = 0,50

45

El factor de diversidad puede ser igual o mayor que la unidad: es igual a 1 cuando todas las demandas máximas individuales ocurran simultáneamente o son coincidentes.

2.3.19 Factor de coincidencia o de simultaneidad (Fco) En muchos casos se prefiere emplear el inverso del factor de diversidad, el cual se denomina factor de coincidencia. El factor de coincidencia es la relación entre la demanda máxima diversificada del grupo y la suma de las demandas máximas individuales.

Fco =

1 Demanda Máxima diversificada del grupo = n Fdiv ∑ Demandas máximas individuales i i =1

A mayor factor de coincidencia, más coincidentes en el tiempo son las demandas máximas individuales. En lo posible se debe reducir este factor.

2.3.20 Curvas de demanda diversificada. La demanda diversificada, es la demanda de un grupo o conjunto de cargas en un mismo intervalo de tiempo, con base en este concepto se obtienen una serie de curvas que indican cual es la demanda máxima por instalación dependiendo del número de usuarios.

46

El comportamiento de las curvas sigue una ecuación inversa del tipo Y = A + B / No Usuarios. En el eje Y se encuentran los kVA por instalación y en el eje X el número de usuarios, de tal manera que al conocer el número de instalaciones de un sistema cualesquiera podemos conocer los kVA/Inst. y de allí conocer los kVA totales .

Estas curvas son de gran importancia para el diseño de las redes de distribución, en un capítulo posterior se mostrará la forma de su utilización.

Zonas de demanda 7.00

Clase de Carga Alta

6.00

kVA/instalación

5.00

Clase de Carga Media

4.00 Clase de Carga Baja 3.00

2.00

1.00

0.00 0

5

10

15

20

25

30

35

40

Núm ero de usuarios

Figura 12 . Curvas de demanda diversificada *Según norma RA8-008 de Empresas Públicas de Medellín

45

50

47

2.4

2.4.1

EJERCICIOS DE APLICACIÓN

Ejercicio No 1

Tres equipos registradores se han conectado para medir tres cargas de pequeña industria, en la siguiente tabla se muestran los resultados de un día típico de cada una de esas muestras. Se requiere encontrar los siguientes parámetros:

a. Curva de la carga total b. Gráficas de las curvas de carga c. Energía de cada carga d. Demanda no coincidente e. Factor de diversidad f. Factor de carga y factor de pérdidas

Tabla 5 . Curvas de carga - Ejercicio de aplicación TIEMPO

CURVA 1

CURVA 2

CURVA 3

(hh)

KVA

kVA

kVA

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

5 5 10 10 10 20 30 30 20 50

15 15 15 15 15 15 15 15 40 40

5 5 60 60 60 30 30 30 50 50

48 TIEMPO

CURVA 1

CURVA 2

CURVA 3

(hh)

KVA

kVA

kVA

11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

50 20 20 80 80 10 10 20 60 60 60 10 10 10

60 90 100 100 40 50 50 10 10 50 50 50 5 5

80 80 50 50 30 30 30 100 100 10 5 5 5 5

F.P.

0,85

0,87

0,85

a. Curva de la carga total. Para encontrar la curva total se debe sumar punto a punto las tres cargas. La suma es la siguiente: TIEMPO

hh

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

SUMA

kVA

25

25

85

85

85

65

75

75

110

140

190

190

TIEMPO

hh

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

SUMA

kVA

170

230

150

90

90

130

170

120

115

65

20

20

b. Graficar las cargas individuales y la suma (Carga Total)

49 C urva 1

kVA

Cu rva 2

k VA 120

100

100

80

80

60 60

40 40

20

20

0

0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

1 9

20

Tie m po ( hh)

22

23

24

Tie m po ( hh )

SUM A C 1 + C2 + C3

k VA

Cur va 3

kVA

21

250

1 20

1 00

200

80 150 60 100 40 50

20

0

0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

1 0

11

1 2

1 3

14

1 5

16

17

1 8

19

20

21

22

23

24

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1 2

13

14

15

16

17

18

19

Tie m po ( h h )

20

21

22

23

24

T ie m po ( h h)

Figura 13. Gráficas de las curvas de carga – Ejercicio de aplicación

c. Determinar la energía que consume cada carga en un día típico. El concepto de energía es muy claro, consiste en hallar el área bajo la curva de carga, sin embargo se debe ser cuidadoso ya que la energía tiene unidades de kWh y estas curvas de carga se expresan en kVA, por lo tanto es necesario realizar un procedimiento adicional para encontrar la energía. Es posible multiplicar punto a punto cada una de las curvas de carga por su respectivo factor de potencia y obtener la potencia activa para cada hora, de esta manera obtendremos tres curvas expresadas en kW. Potencia Activa = Cos φ x Potencia Aparente Con estas tres curvas es posible hallar el área bajo la curva.

A continuación se propone una metodología más rápida.

50

Se encuentra la demanda promedio de cada una de las tres curvas (kVA) a partir de los datos de la tabla; se multiplica este dato por el factor de potencia, el resultado obtenido será la demanda promedio expresada en kW, como los datos se han tomado cada hora durante un día completo se multiplica el valor obtenido por 24 horas y el resultado es el área bajo la curva.

Energía en un día = Demanda Promedio (kW) x 24 horas Demanda Promedio (kW) = Demanda Promedio (kVA) x Factor de Potencia

Dem. Promedio (kVA) Factor de Potencia

Dem. Promedio (kW)

Energía (kWh)

CARGA 1

CARGA 2

CARGA 3

28,75

36,25

40,00

0,85 !Especifi cación de carácter no válida 586,5

0,87

0,85

31,538

34,00

756,9

816,0

La energía total será la sumatoria de la energía obtenida para cada una de las tres curvas: Energía Total (suma) = 2159,40 kWh

d. Encontrar la demanda no coincidente.

51

La demanda no coincidente se define como la suma de las demandas máximas individuales sin importar que coincidan o no en el tiempo. Dem. No Coincidente = 80 kVA + 100 kVA + 100 kVA = 280 kVA

e. Encontrar el factor de diversidad n

Fdiv =

∑ Demandas máximas individuales

i

i =1

Demanda Máxima diversificada del grupo

La demanda máxima diversificada de grupo es el máximo valor de la suma de las curvas de carga. Demanda máxima diversificada de grupo = 230 kVA

Fdiv = (80 kVA + 100 kVA + 100 kVA ) / 230 kVA = 1,217

El Factor de simultaneidad = 1 / 1,217 = 0,821

f. Encontrar el Factor de carga y el factor de pérdidas

El factor de carga se define así:

Fc =

Demanda promedio Demanda Máxima

Y el factor de pérdidas se calcula a partir de la siguiente expresión: * Fperd = 0,3 × Fc + 0,7 × Fc 2

52

CUADRO DE RESULTADOS CARGA

CARGA

CARGA

1

2

3

28,75

36,25

40,00

105,00

80

100

100

230

Factor de Carga

0,359

0,362

0,400

0,456

Factor de

0,198

0,201

0,232

0,283

Dem. Promedio

SUMA

(kVA) Dem. Máxima (kVA)

Pérdidas*

2.4.2

Ejercicio No 2

Se instala un registrador en 20 cargas comerciales cada una con 8 kW instalados y se obtuvo la siguiente curva de carga.

kW

C u r va 1

90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

T ie m p o (h h )

53

Se deben determinar los siguientes parámetros: a. La energía total b. Demanda máxima c. Demanda promedio d. Carga conectada e. Factor de carga f. Factor de demanda g. Factor de pérdidas

a. La energía total La energía es el área bajo la curva. Se toma cada intervalo de tiempo y se multiplica por la potencia en kW del mismo intervalo así: 4 h x 15 kW + 5 h x 40 kW + 4 h x 20 kW + 4,5 h x 80 kW + 4,5 h x 18 kW + 2 h x 30 kW = 841 kWh

b. Demanda máxima El valor máximo presentado en la curva de carga es de 80 kW Dem. Máx = 80 kW

c. Demanda promedio Dem. Promedio = 841 kWh / 24 h Dem. Promedio = 35,04 kW

54

d. Carga conectada Carga Conectada = 20 x 8 kW = 160 kW

e. Factor de carga Factor Carga = Dem. Promedio / Dem. Máx Factor Carga = 35,04 ./ 80 = 0,44

f. Factor de demanda Factor de demanda = Dem. Máx. / Carga Conectada Factor de demanda = 80 / 160 = 0,5

g. Factor de pérdidas Fperd = 0,3 × Fc + 0,7 × Fc 2 Fperd = 0,3 x 0,44 + 0,7 x 0,44 2 Fperd = 0,27

55

3

PLANEAMIENTO DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE DISTRIBUCIÓN

Este capítulo es un resumen de la metodología para el planeamiento de sistemas eléctricos de distribución propuesta por el Ministerio de Minas y Energía e Interconexión Eléctrica S.A. ISA en la cual se integró un grupo de representantes de las empresas del sector eléctrico colombiano para obtener un manual que sirva para unificar criterios y que sirva de guía a las empresas eléctricas para efectuar el planeamiento de los sistemas de distribución.

3.1

ANTECEDENTES

Los sistemas eléctricos de distribución (incluida la subtransmisión), en el Sector Eléctrico Colombiano, se caracterizan por estos dos aspectos:

− Demandan unas inversiones que son de orden comparable a las requeridas para los planes de expansión de generación y transmisión a alta tensión. − En ellos se presenta el mayor porcentaje de pérdidas del Sistema, siendo del orden de las 4/5 partes del total del país en energía y en una proporción mayor en las pérdidas de potencia.

56

A diferencia de la generación y la transmisión en alta tensión en donde existe un planeamiento centralizado con elevado nivel tecnológico y concertado con las empresas responsables de su desarrollo, en los sistemas de distribución el planeamiento es disperso, con muy diferentes grados de desarrollo y dependiente de la orientación y criterios de cada empresa distribuidora de energía que en el país suman alrededor de treinta hasta 1.992.

El planeamiento de sistemas de distribución de energía eléctrica es una actividad en la cual el principal objetivo es adecuar bajo el criterio de eficiencia económica, el sistema eléctrico propiamente dicho y el sistema de soporte (vehículos, personal, etc.) con los crecimientos futuros de la demanda, garantizando un suministro de energía eléctrica con unos niveles de confiabilidad y calidad determinados.

Existen diversos aspectos inherentes a los sistemas de distribución que complican el proceso de planeamiento, entre los cuales se podrían mencionar los siguientes:

− Se presenta siempre una diferencia entre densidades de cargas, naturaleza de éstas y topografía que no permiten aplicar económicamente un mismo criterio de planeamiento. − Se debe elaborar un diseño que sea flexible, permitiendo ampliaciones o modificaciones futuras que no den lugar a gastos excesivos.

57

− La elección de alternativas se dificulta ante la multiplicidad de situaciones y la interrelación económica entre los diversos elementos del sistema. − Las mismas características de este subsistema obligan a disponer de un volumen muy alto de información. ETAPAS DEL PLANEAMIENTO DE SISTEMAS ELECTRICOS DE DISTRIBUCION

CRITERIOS DE PLANEAMIENTO

INVESTIGACION DEL SISTEMA

PLAN DE EXPANSION

PROTECCION DE LA DEMANDA PROYECCION DE LA DEMANDA - GRANDES CIUDADES - CIUDADES INTERMEDIAS - PEQUEÑAS CIUDADES Y ZONA RURAL

PLAN DE EXPANSION

- SUBESTACIONES

- GENERACION

- DISTRIBUCION PRIMARIA

- TRANSMISION

- ESTIMATIVOS PARA LA RED SECUNDARIA

- SUBTRANSMISION

PROGRAMA DE INVERSIONES

EVALUACION SOCIOECONOMICA Y FINANCIERA

Figura 14. Etapas del planeamiento de un sistema de distribución

58

3.2

INVESTIGACION DEL SISTEMA

El objetivo de una investigación del sistema dentro del proceso de planeamiento de distribución es conocer las características técnicas y generales del sistema eléctrico atendido por la empresa, de tal forma que permitan analizar e identificar adecuadamente las necesidades de expansión del sistema.

3.2.1

inventario del sistema

Comprende el levantamiento físico del sistema de subtransmisión y distribución que incluye líneas, subestaciones, red primaria, red secundaria, así como los predios urbanos y rurales propios de la entidad. También en este paso se investigan las características generales de los sistemas de generación y transmisión que tienen una influencia directa en el área de estudio, como plantas de generación y las líneas y subestaciones en las fronteras de la zona atendida por la empresa.

3.2.1.1

Sistema de generación

Consiste en hacer una descripción técnica muy general sobre las plantas de generación y que se resumen en los siguientes aspectos: − Localización − Tipo (hidráulica, térmica, etc.) − Tensión nominal

59

− Potencia nominal y efectiva − Confiabilidad

En algunos casos, las plantas están conectadas directamente al sistema de distribución, por lo cual se hace necesario tener mayor detalle en la información de éstas referente a las impedancias de ella y del transformador de acoplamiento a la barra de medida tensión.

3.2.1.2

Sistema de transmisión

Es utilizado para transportar grandes bloques de energía desde un nodo de envío hacia otro de recepción, los cuales corresponden a centros de generación, mercados o empresas. El inventario que se reúne, comprende información general sobre líneas y subestaciones.

− Nivel de tensión − Longitud − Subestaciones que interconecta − Número de circuitos − Diagrama unifilar del sistema de transmisión − Calibre y tipo del conductor − Localización de la subestación − Capacidad de la subestación

60

− Configuración y número de unidades de transformación − Diagrama unifilar de la subestación

3.2.1.3

Sistema de Subtransmisión

Es el conjunto de elementos eléctricos que permiten llevar bloques de energía desde un nodo de envío hacia otro de recepción dentro de un mismo mercado o empresa.

La información que se levanta para las líneas es un poco más detallada que para líneas de transmisión: − Niveles de tensión − Longitud − Subestaciones que interconecta − Número de circuitos − Calibre, material y configuración de los conductores por tramo − Calibre, material y número de cables de guarda. − Tipo y clase de aislamiento. − Diagrama unifilar del sistema de subtransmisión.

Las subestaciones de subtransmisión corresponden topológicamente a nodos de empalme con el sistema de distribución por lo cual el levantamiento de información es más amplio: − Localización − Niveles de tensión

61

− Capacidad de transformación − Características eléctricas de los transformadores de potencia − Líneas de subtransmisión asociadas − Diagrama unifilar

3.2.1.4

Sistema de distribución

El inventario que se debe hacer para el sistema de distribución es más exhaustivo que para los otros sistemas funcionales (generación, transmisión y subtransmisión) y reúne información sobre subestaciones, distribución primaria y distribución secundaria, esta última conformada por los transformadores de distribución y la red secundaria.

3.2.1.4.1 Subestaciones Es el centro de transformación que alimenta la distribución primaria. Para cada una de ellas se recopila la siguiente información: − Localización − Capacidad total y posibilidades de ampliación − Potencia firme de la subestación − Niveles de tensión − Año de puesta en operación − Número y clasificación de módulos − Cantidad y características de las celdas de distribución

62

− Reconectadores − Compensación reactiva − Transformadores de potencia indicando sus características − Esquema de suplencia entre transformadores − Interruptores y sus características − Seccionadores y sus características − Pararrayos y sus características − Transformadores de medida y sus características − Otros equipos de patio, tales como: trampas de onda, barrajes, aisladores, etc. − Protecciones, clase y características de los relés − Aparatos de control y medida y sus características − Servicios auxiliares − Equipos de comunicación − Diagrama unifilar

3.2.1.4.2 Distribución Primaria Conformada por todos los elementos que permiten llevar energía desde una subestación hasta el lado de alta tensión de los transformadores de distribución.

El levantamiento de las características de la distribución primaria contempla los siguientes puntos para cada circuito. − Niveles de tensión − Tipo de red (aérea o subterránea)

63

− Codificación de postes, tipo de estructura y localización − Características físicas de la canalización subterránea − Subestaciones a la que pertenece y módulo − Calibre de salida y material − Estado normal del interruptor de salida (abierto-cerrado) − Características eléctricas del interruptor (corriente nominal, corriente de corto, etc) − Distancias de tramos entre postes o cámaras de inspección y longitud total − Cantidad y características de las celdas de distribución − Topología − Calibres por tramo y material − Características eléctricas de conductores, número de fases − Equipo conectado (transformadores, seccionadores, bancos de condensadores), localización y características. − Estado normal (abierto-cerrado) del equipo conectado

3.2.1.4.3 Distribución secundaria Esta conformada por todos los elementos que permiten llevar energía desde el lado de alta tensión de los transformadores de distribución hasta el equipo del usuario inclusive, esto es, transformadores y red secundaria.

64

3.2.1.4.3.1 Red secundaria Representada por elementos necesarios para llevar la energía desde los bornes de baja tensión de los transformadores de distribución hasta el equipo de medida del usuario inclusive. En el levantamiento de la información se incluyen los siguientes aspectos:

− Niveles de tensión − Tipo de red (aérea o subterránea) − Características de los conductores por tramo − Longitud por tramos − Topología − Tipo de estructuras y localización − Características de canalizaciones − Identificación de cargas conectadas − Alumbrado y características − Transformador que alimenta el ramal.

Esta información se presenta generalmente en planos elaborados a escala normalizada o directamente en bases de datos. Con respecto a los clientes, se deben conocer: − Dirección − Transformador de distribución que lo alimenta − Apoyo (poste o cámara de inspección) al cual está conectado

65

− Tipo de conexión (trifásico - monofásico) − Zona geográfica (microárea o morfología) a la que pertenece − Clase de carga a la que pertenece (residencial, comercial, etc.)

3.2.1.4.3.2 Transformadores La información referente a cada transformador de distribución, cubre los siguientes aspectos: − Identificación (codificación) − Ubicación geográfica (coordenadas o dirección) − Circuito primario − Fases − Capacidad − Años de fabricación o reparación e instalación − Usuarios a los que alimenta (número e identificación) − Características eléctricas (impedancias, relación de transformación, pérdidas sin carga y con carga, aislamiento) − Carga de alumbrado público que alimenta (número de luminarias y potencia total) − Tensión primaria y secundaria (doble o sencilla) y taps − Protecciones − Montado en poste o en subestación

66

3.2.2

Descripción del mercado

La descripción del mercado investiga las características de los usuarios, evaluación de consumos de energía, estructura tarifaría, estratificación y cobertura. También es importante conocer la evolución histórica del mercado en aspectos como número de usuarios, carga máxima, curvas de carga diaria de consumidores, factores de demanda, carga, pérdidas y diversidad, etc.

Clasificación de los usuarios: − Sector Residencial − Sector Industrial − Sector Comercial − Sector Oficial − Sector Alumbrado Público − Otros Adicionalmente se tienen divisiones para las clases de carga. Las más conocidas son las aplicadas a la carga residencial, las cuales se conocen actualmente bajo la denominación de estratos socioeconómicos: − Estrato 6 (Alto) − Estrato 5 (Medio-alto) − Estrato 4 (Medio-medio) − Estrato 3 (Medio-bajo) − Estrato 2 (Bajo) − Estrato 1 (Bajo-bajo)

67

Para la clasificación de los usuarios no residenciales se consideran el nivel de tensión al cual están conectados y su actividad económica. Los usuarios industriales se pueden determinar teniendo en cuenta la clasificación dada por el CIU (Clasificación Internacional Industrial de actividades económicas Uniforme) la cual los agrupa en nueve clases: − Alimentos, bebidas y tabacos − Textiles, confección de calzado y cuero − Maderas y muebles − Papel e imprentas − Sustancias químicas industriales − Cemento, vidrio y cerámicas − Hierro, acero, minerales no ferrosos − Maquinaria y equipos − Otros

De igual forma se puede clasificar los usuarios comerciales por actividad económica desarrollada.

Los usuarios oficiales incluyen las entidades oficiales de orden

nacional, departamental y municipal.

El sector alumbrado público comprende la energía empleada para el alumbrado en calles, avenidas, parques, etc.

68

En el sector "Otros" se incluyen las ventas en bloque a otras entidades del sector eléctrico y los consumos propios de las compañías prestadoras del servicio.

3.2.2.1

Consumos de energía

El comportamiento del consumo de energía es el que define cómo se debe adecuar el sistema eléctrico para poder atender los diferentes tipos de usuarios.

Este

comportamiento se puede analizar para diferentes niveles o agrupaciones de carga como subestaciones, alimentadores, transformadores de distribución o el usuario mismo.

Al nivel de las subestaciones, la información típica que se reúne es la siguiente: − Demanda máxima en kVA, discriminada por barrajes y transformador − Factor de carga − Tensión en cada barraje − Factor de potencia − Cantidad y causas de fallas en circuitos y equipos − Curvas de carga − Factor de demanda − Factor de pérdidas Generalmente se tienen también sobre la diversidad de la carga entre subestaciones.

69

3.2.3

Información complementaria

Es de tipo general, generalmente trata aspectos como manejo de costos, reglamentación del servicio, normalización del equipo empleado por la empresa, dimensionamiento y configuraciones utilizadas para las redes y horizonte de los estudios.

3.3

¿QUÉ ES EL DSM? (DEMAND SIDE MANAGMENT)

El Manejo o Gestión de la carga es el conjunto de actividades que llevan a cabo las empresas con el fin de modificar la curva de carga del sistema. Estas actividades se agrupan en dos categorías, las que realizan un manejo directo de la carga (interruptores de tiempo, limitaciones de carga, controladores de demanda lógicos programables, contadores con prepago y el manejo remoto) y aquellas que hacen un manejo indirecto de la carga eléctrica como políticas de precios, sustitución de electricidad y programas de conservación y ahorro.

El plan de gestión de la demanda (DSM) incluye todas aquellas actividades dirigidas a mejorar la eficiencia y costo del uso de la energía

Los beneficios que traen estos programas son múltiples, entre ellos: − Disminución de costos de operación y requerimientos de capacidad instalada. − Un mejor aprovechamiento de las plantas de carga base y por ende una reducción en los costos medios de suministro.

70

Las actividades que tenga planeadas realizar la empresa con relación al manejo de la carga se consideran directamente en los procesos de proyección de demanda si hay certeza de su ejecución o se plantea como cualquier alternativa de expansión evaluándola técnica y económicamente, a partir de las proyecciones de demanda que resulten de tener o no, Gestión de la carga eléctrica.

La evaluación en la proyección de demanda se hace con base en una caracterización de la carga que describa para cada sector de consumo o clase de carga sus curvas de carga diaria, mensual y anual típicas con sus correspondientes factores de carga, diversidad y demanda.

Para el estado actual, la labor se fundamenta en tomar medidas a las redes de distribución mediante un procedimiento de muestreo, teniendo como unidad de la muestra, el conjunto conformado por un transformador, su red de distribución y los usuarios conectados a la misma. Se evalúa el tamaño de la muestra de tal manera que su confiabilidad sea superior al 95% para cada uno de los sectores acordados en este estudio y establecidos por el DANE.

Para cada conjunto la investigación se divide en tres aspectos fundamentales a saber: − Inventario de carga instalada por usuario, mediante la elaboración de un censo de carga.

71

− Mediciones dentro de la red de baja tensión y en diferentes puntos, con la utilización de equipos de medición y registro. Se toman lecturas de corriente y tensión en las derivaciones de los usuarios, con la ayuda de pinzas voltiamperimétricas, tendientes a complementar la información obtenida de los equipos registradores de medición continua. − Verificación de consumo con los archivos de facturación para los usuarios de cada conjunto.

3.3.1

Estructura tarifaría

Es la forma como se realiza el cobro del servicio de energía eléctrica y la descripción de los diferentes factores que intervienen en la fijación de las tarifas para los diferentes tipos de usuarios.

La estructura es el esquema establecido para identificar los procedimientos y factores que intervienen en la definición de las tarifas del servicio de energía eléctrica aplicadas a los diferentes tipos de usuarios. Algunos de los factores con mayor incidencia en clasificación y fijación de las tarifas son: − Sector socioeconómico del usuario y utilización de la energía − Estratificación − Medición. (Sin contador, con contador, etc.) − Características de consumo (tarifa sencilla, doble, etc.) − Tipo de carga (activa, reactiva)

72

− Disponibilidad de potencia (carga contratada) − Nivel de tensión.

Actualmente la estructura tarifaría que se aplica al sector eléctrico colombiano está regida por la Junta Nacional de tarifas de Servicios Públicos como organismo regulatorio en estos aspectos.

3.3.2

Cobertura

Representa el alcance de la entidad en el suministro del servicio de energía dentro del área de influencia que atiende (urbano y rural) y las ventas en bloque a otras empresas del sector.

La investigación sobre el crecimiento del área de influencia se adelanta con entidades oficiales y privadas tales como Municipio, Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas (DANE), la Asociación Nacional de Industriales (ANDI), la Cámara Colombiana de la Construcción (CAMACOL), etc.

3.4

PROYECCION DE LA DEMANDA

La estimación del crecimiento de la carga constituye un aspecto básico en planeación de sistemas de distribución debido a que es punto de partida para la elaboración de planes de expansión.

73

Los modelos para estimar el crecimiento de la carga se dividen en dos grandes grupos: proyección global de demanda (utilizados para el planeamiento de los sistemas de generación y transmisión) y proyección de demanda por pequeñas áreas, los cuales se aplican a los sistemas de distribución.

La predicción de la carga además de indicar su tamaño, debe predecir con suficiente detalle su localización, con el fin de dotar al planificador de sólidos criterios en la toma de decisiones relacionadas con la ubicación y diseño de subestaciones y alimentadores.

3.4.1

Proyección de la demanda en grandes ciudades

El desarrollo de este capítulo está basado en modelos prácticos actualmente utilizados o en plan de implementación por parte de las empresas de energía que atienden las ciudades de mayor tamaño del país.

Aunque existen numerosos modelos explicados en la literatura técnica sobre este tema, la presente metodología toma únicamente aquellos que entregando buenos resultados sean lo más simple posible y por ende de una implementación más sencilla.

Se determina el área de estudio a partir de un marco de referencia definido por la empresa de energía, luego se hace una división de ésta, conformando una

74

cuadrícula de pequeños cuadrados de 25 ha. El objetivo es encontrar los centros de carga (demanda concentrada en forma puntual en el centro de cada microárea), los cuales con buena aproximación resuelven el problema de determinar la localización de la demanda.

La magnitud de la carga se soluciona para cada microárea

estableciendo las tendencias de crecimiento de los diferentes tipos de consumidores en cada pequeña área, utilizando para ello ecuaciones matemáticas ajustadas al comportamiento histórico de la demanda y a parámetros econométricos de crecimiento

La metodología, se ilustra en forma esquemática en la Figura 15.

3.4.1.1

Definición del marco de referencia

En este paso se establecen todas aquellas condiciones, suposiciones y características generales asociadas al estudio de la carga actual y futura del área de trabajo, y al mismo sistema eléctrico, las cuales en último término determinan el alcance del estudio de proyección de demanda.

Para el caso de proyección de demanda para grandes ciudades es de uso común considerar los siguientes aspectos: − La empresa tiene claramente definida su área de cobertura del servicio. − El tamaño del área de estudio amerita un tratamiento con metodología apropiada para grandes ciudades. − Se dispone de un nivel adecuado de información.

75

MAR CO DE REFEREN CIA

SELEC CIO N DEL A REA DE ES TUDIO

D IVISIO N DEL A REA DE ESTUD IO EN A REAS BASICA S D E CARG A (ABC)

DEFINICIO N DEL HO RIZO N TE DE PLANEAM IENTO ( LP Y MP )

DEFIN IC IO N Y RECO LECC ION DE LA INFOR MA CIO N

ESTUD IO D E TENDENC IAS PA RA C ADA ABC

PRO YECC IO N DE DEMA NDA D E PO TEN CIA LO C ALIZA DA

CO N FRON TAC IO N CO N LA S PRO YECCIO NES G LO BA LES

SEG UIMIENTO D E LA DEMA NDA

Figura 15. Proyección de la demanda en grandes ciudades

76

3.4.1.2

Selección del Area de Estudio

En este paso se determina el área a la cual se le efectuará la estimación de carga (magnitud y localización). Esta área de estudio puede corresponder territorialmente a un municipio o a un conjunto de municipios (zona metropolitana) que debido a ciertas características definidas dentro del marco de referencia (por ejemplo: situación geográfica, tipos de carga, tasa de crecimiento semejante, etc.) se les realiza en forma agrupada la proyección de demanda.

3.4.1.3

División del área de estudio

Debido a que en los sistemas de distribución la localización de la demanda es un factor decisivo para elaborar la planeación del sistema eléctrico, se debe dividir el área de estudio en otras menores que faciliten el proceso.

La división que se realice debe cumplir con dos compromisos: − Debe dar un nivel de resolución lo suficientemente grande que permita cumplir el segundo requerimiento de una proyección de demanda que es su localización. − No debe conducir a áreas tan pequeñas que dificulte extremadamente la consecución y el manejo de la información.

77

La metodología clásica para grandes ciudades establece que esta división sea en celdas cuadradas de 25 hectáreas (500 m x 500 m), las cuales son conocidas con el nombre de ABC o BLA (Areas Básicas de Carga).

Los contornos de estas pequeñas áreas son paralelos a las coordenadas geográficas Norte - Sur Oriente - Occidente. La identificación de cada ABC se hace por medio del par ordenado de menor valor de uno de sus vértices, de acuerdo con la cartografía elaborada por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi.

El tamaño uniforme de estas pequeñas áreas trae múltiples ventajas relacionadas principalmente con los procesos de recolección de información, sistematización y precisión de resultados.

3.4.1.4

Definición del horizonte de planeamiento

Este paso es importante porque establece en parte el alcance del estudio y sus consecuentes necesidades en el nivel de información.

78

Las empresas de servicio eléctrico acostumbran dividir el estudio de la planeación del sistema en dos horizontes: Mediano plazo y Largo Plazo. En el primero se determinan las obras necesarias para atender el crecimiento de la demanda durante dicho período (Típicamente entre 5 y 10 años) y en el segundo, de carácter estratégico, se determina en forma global las tendencias de crecimiento del sistema (entre 10 y 20 años), las cuales pueden afectar el esquema organizacional de la empresa.

Cabe notar que el reglamento de distribución de energía eléctrica, resolución 070 de mayo de 1.998 establece en el numeral 3.4.1 los horizontes de planeación. A continuación se muestran los diferentes horizontes determinados por cada operador de red según sus criterios técnicos

Tabla 6 . Horizontes de planeamiento PERIODOS DE TIEMPO CONSIDERADOS PARA LOS HORIZONTES DE PLANEAMIENTO EMPRESA

LARGO PLAZO

MEDIANO PLAZO

CORTO PLAZO

EEB

10

5 a 10

0a5

EEPPM

20

10

5

CVC

8

4

EMCALI

10

5

2

CORELCA

10 a 15

5 a 10

0a5

79

PERIODOS DE TIEMPO CONSIDERADOS PARA LOS HORIZONTES DE PLANEAMIENTO EMPRESA

LARGO PLAZO

MEDIANO PLAZO

CORTO PLAZO

ELECTRANTA

15

10

5

CHEC

15

10

6

CELGAC

10

5 a 10

0a5

ESSA

10

3.4.1.5

Definición y Recolección de la Información

Este paso está estrechamente ligado con el modelo y grado de sofisticación y detalle con el cual se desean los resultados de la proyección de demanda. Sin embargo esta decisión concierne finalmente con el criterio del planificador del sistema, quien considera el peso que ejercen los diferentes factores y variables que afectan la estimación del crecimiento de la carga.

Los datos que a continuación se describen, algunos imprescindibles, otros no, requieren de una revisión continua y consecuente de actualización. La consecución tradicional y más precisa de parte de esta información es por medio de mediciones, estadísticas de facturación y registros de licencias de instalaciones.

80

3.4.1.5.1 Características geográficas Este tipo de información define las características generales y físicas de cada ABC a partir de información global del área de estudio previamente definida y conseguida por levantamiento topográfico de la zona y de bases cartográficas (elaboradas usualmente por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi - IGAC-). Con base en ésta se les asignan las coordenadas a cada ABC específica. Debido a que es recomendable que esta metodología se encuentre sistematizada, la información puede almacenarse en bases de datos elaboradas a partir de la digitalización de los planos.

3.4.1.5.2 Usuarios cubiertos por una ABC específica Esta información cubre todos los datos acerca de usuarios ubicados dentro de una ABC específica. La información básica es la siguiente: − Clase de carga a la cual pertenece el usuario. − Estrato en que se ubica el usuario para dicha clase de carga si es residencial.

El resultado que se obtiene es el número de usuarios por clase de carga y estrato socioeconómico.

La manera más práctica de obtener esta información es utilizando el sistema de facturación de la empresa mediante un cruce de datos del código de la ABC y el código del usuario, procedimiento fácilmente sistematizable.

81

3.4.1.5.3 Características de la carga La información sobre la carga (consumos medios, curvas de carga, etc.) es fundamental para evaluar la demanda actual y las tendencias de crecimiento en una ABC.

Los requisitos de información dependen directamente del modelo asumido para el crecimiento de la demanda y del grado de precisión deseado para los resultados. La información fundamental comprende los siguientes aspectos: − Curvas de carga características para cada clase de carga

y estrato

socioeconómico de consumo. − Demanda promedio por usuario y por clase de carga − Capacidad instalada (para consumos no residenciales) − Cargas especiales (tienen un comportamiento puntual en la ABC) − Historia de consumos de energía y potencia de los usuarios − Factores de conversión de energía (Factor de estacionalidad - FQ-, Factor de potencia -FP-, etc)

3.4.1.5.4 Características del uso del suelo En este tipo se reúne información y estimaciones futuras de la utilización que se ha dado o se dará a los terrenos de una ABC específica, además de otras características que afectan o pueden afectar la localización de nuevos usuarios

82

como sistemas de transporte, políticas municipales de urbanización, límites geográficos, factores de re - densificación en áreas saturadas, etc.

3.4.1.6

Determinación de tendencias para cada ABC

Los métodos de proyección de demanda por pequeñas áreas son los más adecuados para utilizar en la planeación de los sistemas de distribución de grandes ciudades porque manejan en forma desagregada las dos causas de crecimiento de la demanda. − Cambios en número y localización de consumidores que regulan la distribución geográfica de la carga eléctrica. − Cambios en el uso de la energía por consumidores que regulan la magnitud de la carga.

La determinación de tendencias de crecimiento en cada ABC se elabora con base en la síntesis de la información histórica de ellas al desarrollar la combinación de las tendencias de crecimiento individual para cada clase de carga presentes en el ABC.

3.4.1.7

Seguimiento de la Demanda

El objetivo de esta etapa tiene dos aspectos a considerar: − Mantener un seguimiento continuo de la magnitud y localización geográfica del consumo de energía y la demanda máxima de potencia, que permite hacer los

83

correctivos a los planes de expansión que se derivan de una proyección de demanda. − Crear o mantener una base histórica de tendencias de crecimiento de usuarios, consumos de energía y demanda máxima de potencia por clase de carga para cada ABC, así como la evolución de la curva de carga para estas.

3.4.2

Proyección de demanda para ciudades intermedias

La metodología que se presenta es de utilidad para empresas de energía que prestan el servicio a ciudades de mediano tamaño y que no disponen de otros procedimientos técnicamente tan complejos como el aplicado en grandes ciudades.

El derrotero seguido es similar al de Grandes Ciudades, sin embargo, tiene implícitas simplificaciones para facilitar el proceso, que alteran la precisión de los resultados.

La información básica es la proyección global de demanda del mercado o región para el año base y el año horizonte, efectuada utilizando modelos econométricos. La demanda se desagrega para el municipio y como paso final por microáreas, es decir, se parte del nivel superior para ir a uno inferior.

La otra gran diferencia con la metodología de grandes Ciudades es la determinación de las tendencias de crecimiento de la carga en cada microárea, debido a que esta metodología asume siempre un crecimiento geométrico y por ello se realiza el procedimiento solamente para los años frontera.

84

3.4.3

Proyección de demanda para pequeñas ciudades y sector rural

La principal dificultad que se ha encontrado para aplicar los modelos más sofisticados de proyección de demanda de energía eléctrica a municipios considerados pequeños y a sector rural, es la falta de la información necesaria para alimentar dichos modelos.

Se debe tener en cuenta que la sola existencia de la información requerida por un modelo no es razón suficiente para aplicarlo, hay que considerar otros factores como son el costo del modelo, la precisión que se requiere del pronóstico, el tiempo de alimentación del modelo, etc. Estos factores de costos, precisión t dificultad son decisivos para la elección del modelo, sobre todo para pequeños municipios y sector rural.

La metodología que se expone en este capítulo tiene resolución hasta el nivel de usuario, sirviendo de base para posteriormente planificar y diseñar la red secundaria, el transformador de distribución y la distribución primaria. De igual forma, se podrán determinar las necesidades en subtransmisión para la zona de estudio.

3.4.3.1

Características de la zona de estudio

La mayoría de los municipios colombianos están enmarcados dentro la tipificación de pequeños municipios.

De ahí la importancia de unificar una metodología de

85

proyección de demanda de energía eléctrica para ese tipo de localidades, pues los mayores desarrollos en este campo se han centrado en las grandes ciudades.

Algunas de las características que puede tener la zona de estudio son: − Tener menos de 25.000 habitantes por cabecera municipal. − Con menos de 100 transformadores de distribución urbanos − Con dos o tres circuitos primarios urbanos − Con un predominio del sector residencial, con un escaso comercio y con un sector industrial limitado casi a procesos artesanales. − Cuentan con un precario planeamiento urbano y rural. − En la mayoría de las veces los circuitos primarios rurales son una prolongación de los circuitos primarios urbanos y viceversa. − La expansión de la red eléctrica ha sido el resultado del mantenimiento más que de un planeamiento.

Se supone que el área de estudio durante el período de planeamiento no tenga un gran desarrollo, de tal manera que se pueda seguir aplicando el modelo propuesto y no haya necesidad de recurrir a otra metodología de proyección de demanda.

3.4.3.2

Proyección de la demanda

La información básica son los registros históricos de facturación del área de estudio, desagregados por sectores de consumo.

86

La proyección se adelanta por medio de un modelo de tendencia. Para determinar las tasas de crecimiento normal de la demanda, por crecimiento vegetativo y entrada normal de nuevos usuarios, se depura la serie histórica sin tener en cuenta la entrada de bloques considerables de usuarios o cargas especiales grandes.

Esta parte de la demanda no considerada, se incorpora posteriormente en la proyección global con las tasas de crecimiento encontradas en forma puntual para las cargas especiales.

En un siguiente paso, las proyecciones de demanda se ajustan con los estimativos de pérdidas que se tengan para obtener una proyección de demanda real.

3.4.3.3

Proyección del número de usuarios

Para determinar el número de usuarios a servir se pueden adoptar dos métodos: con una investigación del mercado urbano y rural del servicio de energía eléctrica o por tendencia.

3.5

CRITERIOS DE PLANEAMIENTO

En la formulación del Plan de Expansión, el planificador se encuentra con limitaciones de tipo técnico en los componentes del sistema y con requerimientos de calidad asociados al servicio. Estas limitaciones conllevan a adoptar unos criterios

87

representados por restricciones de carácter técnico, que garanticen la operación del sistema desde un punto de vista seguro, confiable y con calidad. Desde el punto de vista económico se establece el criterio de mínimo costo eficiente que considera los niveles de pérdidas como una de las variables de la función objetivo.

En términos generales, ligados a las limitaciones técnicas de las componentes se definen los niveles de tensión y sus fluctuaciones permisibles, las cargabilidades máximas de las redes y transformadores y los niveles de cortocircuito aceptados.

En cuanto a los requerimientos de calidad se adoptan los criterios de regulación de tensión y la confiabilidad del servicio como parámetros que permitan cuantificarla. A continuación se hace una descripción de los criterios utilizados en planeamiento y al final del capítulo se muestra la Tabla 4 que contiene los valores empleados por diferentes empresas de distribución de energía.

La unificación de criterios entre empresas es un estado conveniente al cual debe procurarse llegar como un elemento adicional en la búsqueda de la eficiencia.

3.5.1

Nivel de tensión

Dependiendo de las características físicas de cada sistema y los requerimientos de calidad, se determinan los niveles óptimos de tensión nominal tanto para la distribución primaria, como para la distribución secundaria.

88

3.5.2

Regulación

La regulación está relacionada con los límites de tensión que garantizan un funcionamiento adecuado de los equipos ajustados a los niveles de calidad requeridos por el usuario en condiciones de operación normal. Así mismo deben establecerse los límites permisibles durante condiciones de emergencia para los elementos principales del sistema de distribución.

3.5.3

Cargabilidad

La cargabilidad es la potencia máxima que pueden soportar los equipos eléctricos y que usualmente se especifica como un porcentaje de la capacidad nominal de éstos.

Los límites que se adoptan, que tienen en cuenta condiciones ambientales y características de funcionamiento de los elementos del sistema eléctrico, buscan evitar la pérdida de vida útil de éstos para cualquier condición normal de operación del sistema.

Para condiciones de emergencia producidas por situaciones de contingencia, se admiten sacrificios moderados de vida útil bajo el supuesto de que dichas condiciones no permanecen durante períodos de tiempo prolongados.

En condiciones normales de operación, el límite de cargabilidad asignado a los transformadores de potencia está dominado prácticamente por el margen de seguridad que debe dejarse para permitir posibles transferencias de carga entre

89

ellos. Para condiciones de emergencia, los límites de cargabilidad son función de la capacidad máxima de transformación de éstos, lo cual depende entre otros, de los siguientes factores: temperatura de los devanados y del aceite, la clase de refrigeración, del período de carga máxima y de las características de las conexiones.

La cargabilidad de los transformadores de distribución está relacionada bajo dos aspectos, uno desde el punto de vista térmico y otro por lo económico. El criterio de cargabilidad térmica está ligado con las características dieléctricas de los aislantes, pérdida de vida útil tolerada, etc. EL segundo aspecto está asociado con parámetros económicos (inversión y pérdidas) que

inciden en la selección de los

transformadores, dependiendo de la carga a manejar, aspectos que son tratados ampliamente en modelos de manejo de carga en transformadores.

En el caso de las líneas, para determinar la cargabilidad se debe tener en cuenta consideraciones de tipo económico (costos de inversión y costos de pérdidas) y las posibilidades de transferencia de carga de tal forma que bajo condiciones de emergencia puedan tomar toda su carga más parte de un circuito adyacente. La cargabilidad normalmente está dada en MVA o en porcentaje de la capacidad térmica del conductor.

90

3.5.4

Nivel de cortocircuito

Es el valor máximo de la corriente de corto que se admite para el sistema. El criterio establece diferentes valores dependiendo del nivel de tensión de diseño en el que operan los elementos del sistema eléctrico.

Las corrientes de cortocircuito deben limitarse a valores que tengan en cuenta el dimensionamiento de los elementos conectados a la red, evitando con esto su destrucción. La selección de los niveles de corto admisibles depende de las mismas características eléctricas del sistema, buscando optimizarlo desde el punto de vista técnico-económico

3.5.5

Confiabilidad

La confiabilidad es la probabilidad de que un sistema o un equipo cumpla sus objetivos adecuadamente durante un período determinado de tiempo y bajo unas condiciones dadas de operación.

La esperanza para un usuario de disponer de un servicio continuo depende básicamente de las características físicas eléctrico y de las condiciones de operación del mismo, que dependen de los mismos consumos, factores climáticos, infraestructura existente, etc.

Este nivel de confiabilidad debe responder a un

compromiso entre las capacidades económicas de las partes involucradas, empresa y usuario.

91

Usualmente la confiabilidad se expresa por medio de índices numéricos que describen la continuidad del servicio para el usuario. Estos índices se calculan a partir de valores históricos o estadísticas sobre tasas de falla y tiempos de reparación de los diferentes elementos que conforman el sistema de distribución, considerando lógicamente las características y configuración de la red.

Los índices de confiabilidad utilizados en distribución se agrupan bajo dos categorías: orientados al consumidor y orientados a la carga. EN el primer caso se pueden citar el FEC (Frecuencia Equivalente de interrupción por Consumidor) y el DEC (Duraci

ón Equivalente de interrupción por Consumidor).

n

DEC =

∑ Ca(i)t(i) i =1

Cs

n

FEC =

∑ Ca(i) i =1

Cs

Donde: Ca(i): Número de consumidores que quedan sin servicio en la interrupción i. t(i):

Tiempo que dura la interrupción.

Cs:

Número total de consumidores del sistema.

n:

Número de interrupciones.

92

La confiabilidad del sistema se ve altamente favorecida cuando existe posibilidad de hacer transferencias de carga entre alimentadores y cuando el alimentador se diseña con varios tramos conectados entre si mediante seccionadores. En el primer paso los consumidores sometidos a la interrupción pueden ser servidos de alimentadores adyacentes que dispongan de capacidad extra para atener el incremento de la carga.

Estos índices de confiabilidad están reglamentados en el punto 6.3.2 del reglamento de distribución de energía eléctrica, resolución 070/98 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)

El segundo aspecto busca evitar que la totalidad de los usuarios atendidos por un mismos alimentador queden sin servicio al desconectar solamente el tramo fallado, en este caso los usuarios asociados estarían sometidos a una desconexión durante todo el tiempo de restablecimiento, mientras que los usuarios restantes lo estarían únicamente durante el tiempo de localización de la falla.

Los criterios de confiabilidad respecto a configuración de la red condicionan la necesidad de transferencias de carga entre alimentadores y un número mínimo de seccionadores por alimentador o por unidad de longitud de éstos.

A pesar de que existe conciencia dentro de las empresas de energía del país acerca de la importancia de involucra criterios de confiabilidad en el planeamiento de los

93

sistemas de distribución, todavía no existe normatividad sobre índices que tienen que evaluarse, así como sus respectivos valores.

3.5.6

Pérdidas

Debido a los costos cada vez más crecientes de la energía eléctrica y considerando que las pérdidas en el sistema de distribución inciden en el aumento de capacidad de generación para suplirlas, es necesario involucrar el costo de éstas dentro del proceso de planeamiento de los sistemas eléctricos. Cada empresa definirá sus niveles de pérdidas de acuerdo con los análisis beneficio/costo propios para su sistema.

3.5.7

Criterios de planeamiento

En la siguiente tabla se resumen algunos criterios de planeamiento utilizados por distintos operadores de red. Notas de la tabla: (1) Valores aplicables a distribución rural (2) Regulación correspondiente a transformadores trifásicos (3) Cargabilidad máxima para aquellos casos en los que existen dos unidades de transformación por subestación (4) Cargabilidad máxima para aquellos casos en los que existen tres unidades de transformación por subestación (5) Cargabilidad para transformadores de relación 115 kV /13.2 kV

94

(6) Cargabilidad para transformadores de relación 115/34.5 (7) Corresponden a valores históricos para el sistema

Tabla 7. Criterios de planeación EMPRESAS CRITERIO

EEB

EEPPM

CVC

EMCALI

CORELCA

ELECTRATANTA

CHEC

CELGAC

ESSA

1. NIVEL DE TENSIÓN - RED PRIMARIA (KV) - MONOFÁSICA

7.6 (1)

7.6

13.8

13.2/7.6

7.6

- TRIFÁSICA

11.4; 34.5/13.2(1)

13.2; 44

13.2; 416

13.2

138

13.2

13.2

13.2

13.2

120/240

120/240

120/240

120/240

120/240

120/240

120/240

120/240

120/208

120/208

120/208

127/220

127/220

120/208

120/208

120/208

- RED PRIMARIA (KV) - MONOFÁSICA - TRIFÁSICA

120/208

127/220

127/220

2. REGULACIÓN (%) - ZONA URBANA - RED PRIMARIA ?NORMAL

2

3

3

?CONTINGENCIA

5

5

5

7

3 5

- TRANSFORMADORES ?NORMAL

4

3; 2(2)

3

3

3

?CONTINGENCIA

+2.5/-7.5

2.5

3

5

7.5

- RED SECUNDARIA

3

3

3

4

7

4

4

3

5

- ACOMETIDA

1

1

1

1

1

5

1.5

1

1

- ALIMENTADOR

5

5

5

10

-7.5

13

5

3

3. CARGABILIDAD (%) - LÍNEAS ?NORMAL

65

45

?CONTINGENCIA

100

75

80

85

85

75

80

85

100

100

100

100

100

- TRANSFORMADORES - POTENCIA ?NORMAL

77 (3); 100 (4)

86.6

?CONTINGENCIA

145

133

- DISTRIBUCIÓN

120

125

80

80

100

115(5); 110(6) 120

100

80

80

90

100

120

120

100

100

100

120

100

4. NIVEL DE CORTOCIRCUITO (KA)

10

21.8

10

25

10

? 15 KV

25

25.1

10

25

25

? 36 KV

25

? 72 KV

31.5

25.1

12.5

31.5

31.5

? 125 KV

40

26.2

25

12.5

25 40

? 245 KV 5. CONFIABILIDAD - CONFIGURACIONES ?NÚMERO DE

3

3

2

3

2

SI

SI

SI

SI

SI

3

SECCIONADORES POR ALIMENTADOR

SI

SI

SI

96

4

CONFIGURACIONES DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION

Existen diferentes configuraciones o arreglos, dependiendo de los requerimientos de calidad de servicio que tenga la carga al ser alimentada por el sistema de distribución.

Una buena calidad de servicio comprende no sólo continuidad del

mismo sino también una buena regulación de voltaje.

Criterios de diseño: − Obtener un sistema con una buena regulación de voltaje al menor costo posible en lo que a selección de equipos se refiere. − Garantizar el más alto grado de continuidad de servicio o confiabilidad.

En

general, puede decirse que los costos del sistema crecen de acuerdo con la confiabilidad que se requiera, si la calidad de los equipos es la misma.

Tipos de configuraciones de los sistemas de distribución eléctrica: − Sistema radial − Sistema anillo primario − Sistema selectivo primario − Sistema selectivo secundario − Sistema de malla secundaria

97

4.1

4.1.1

SISTEMA DE DISTRIBUCION RADIAL

Sistema radial simple

El sistema radial simple es el más sencillo y económico de todos los sistemas. Sólo emplea un alimentador principal, el cual parte de la subestación de distribución hasta el transformador de distribución, punto de alimentación de los usuarios.

Una falla en el alimentador principal causará interrupción del servicio a todos los usuarios durante el mismo tiempo que dura la falla. Se utiliza para alimentar cargas de tipo residencial y cargas no críticas. Este sistema es tan confiable como lo sean el cable y el equipo asociado al alimentador.

Figura 16 . Sistema radial simple

98

4.1.2

Sistema radial expandido

Puede aumentarse la confiabilidad del sistema, si a partir del alimentador principal se derivan sub-alimentadores o ramales primarios separados del alimentador principal, mediante los seccionadores adecuados. Así, en el caso de una falla, sólo habrá interrupción del servicio para aquellos usuarios que estén después del punto de falla; aquéllos ubicados entre la fuente de alimentación y el sitio de falla no perderán el servicio. Este es el caso del sistema radial expandido.

Figura 17 . Sistema radial expandido

4.1.3

Sistema radial con uniones

Es otra variación del sistema radial.

Este sistema emplea varios alimentadores

primarios los cuales recorren toda el área a servir, con una repartición proporcional de la carga. La confiabilidad de servicio se ve aumentada en este sistema debido a que los diferentes alimentadores o subalimentadores que se derivan de los anteriores, se unen por medio de seccionadores normalmente abiertos; así en caso

99

de falla, los usuarios del ramal afectado no perderán el servicio sino durante el tiempo en que se localice la falla y se operen los seccionadores. Su costo es mayor debido a la adición de los equipos de mando.

En condiciones normales cada alimentador funciona como un circuito radial simple. Esta configuración es semejante a la de anillo abierto.

Figura 18. Sistema radial con uniones

4.2

SISTEMA TIPO ANILLO

Como su nombre lo indica, en este caso el alimentador parte de la subestación, recorre el área de carga y regresa a la subestación formando un circuito cerrado (anillo).

100

Para lograr un cubrimiento total del área de carga, se derivan ramales del alimentador principal. Puede utilizarse uno ó 2 interruptores primarios.

Figura 19 . Sistema tipo anillo

4.2.1

Anillo abierto

En esta caso cada mitad del anillo es similar a un sistema radial con uniones. Una falla en el alimentador primario puede aislarse abriendo los suiches de desconexión en cada lado de la falla.

Una vez ésta ha sido aislada, puede cerrarse el

seccionador de unión del anillo, el cual es normalmente abierto, restableciendo por lo tanto el servicio a una gran porción del alimentador fallado. El alimentador principal o anillo se diseña para llevar su carga normal más la carga de la otra mitad del anillo para tener en cuenta aquellos casos de emergencia, durante los cuales el anillo deba ser alimentado desde un solo extremo.

101

En caso de falla, el tiempo de la interrupción no es muy prolongado. Solamente lo será si la carga afectada está conectada a una sección del anillo con falla y no puede ser transferida a otra sección sin falla. Esta es probablemente de las configuraciones más utilizadas. Es aplicable a cargas residenciales y comerciales, las cuales aunque importantes, generalmente no son críticas.

Puede aumentarse la confiabilidad de este tipo de sistema si, a cambio de interruptores desconectadores manuales, se utilizan seccionadores automáticos, controlados por un equipo supervisor, pero este procedimiento eleva los costos del sistema.

4.2.2

Anillo cerrado

Cuando se tiene esta configuración existen dos trayectorias paralelas de la fuente hacia la carga; la carga a lo largo del anillo se dividirá automáticamente entre los dos lados del anillo, de modo que se obtenga el mínimo porcentaje de pérdidas así como una buena regulación de voltaje. Para este tipo de configuración debe procederse con mucho cuidado en caso de mantenimiento debido a que puede existir flujo de energía en ambas direcciones.

Para el anillo cerrado, los interruptores desconectadores se cambian por interruptores, lo que eleva altamente el costo del sistema.

102

Por lo anterior el uso del anillo cerrado se ha limitado a casos especiales o a circuitos de subtransmisión.

Por último, puede anotarse como principal desventaja del sistema tipo anillo, el hecho de que en caso de falla de cualquier transformador o cualquier sección del anillo primario, todo el sistema se interrumpirá durante un tiempo, el cual puede ser en algunos casos prolongado.

La norma NEC, sección 450-3, especifica la protección de sobrecorriente para los transformadores, así como los rangos de los fusibles y los suiches interruptores a utilizar en un sistema de distribución con arreglo tipo anillo.

4.3

SISTEMA SELECTIVO PRIMARIO

El uso de este sistema es otro medio de reducir el tiempo requerido para establecer el servicio a la carga, en caso de pérdida de un alimentador primario.

Básicamente, el sistema se compone de dos alimentadores que pueden partir de la misma o diferentes subestaciones de distribución. Así, cada transformador de distribución tiene 2 fuentes de alimentación. La selección del alimentador se hace mediante un seccionador.

103

Cada da uno de los alimentadores debe tener suficiente capacidad para llevar la carga completa del sistema, para el caso de falla de uno de ellos. En condiciones normales cada alimentador lleva la mitad de la carga.

Sin embargo, en caso de falla, habrá interrupción del servicio hasta que la carga normalmente servida por el alimentador fallado, sea transferida al otro alimentador mediante un seccionador que puede ser, manual o automático.

El tiempo que permanecerá la carga sin servicio, dependerá del tiempo requerido para operar los seccionadores.

Antes de transferir un transformador, de un alimentador a otro, en el caso de una falla, debe asegurarse de que ésta no éste en el lado de carga del seccionador.

Este tipo de configuración se utiliza cuando la carga a ser alimentada, incluye cargas industriales y comerciales, para las cuales las interrupciones sostenidas, pueden causar problemas significativos. Una aplicación típica son los hospitales y fábricas con procesos de manufactura en las que las cargas no son necesariamente importantes.

104

Figura 20. Sistema selectivo primario

4.4

SISTEMA SELECTIVO SECUNDARIO

Cuando 2 transformadores de distribución se conectan a través de un interruptor normalmente abierto, en su lado secundario, el resultado es un sistema selectivo secundario.

Si falla el alimentador primario o el transformador, el interruptor

secundario principal del transformador afectado se abrirá y el interruptor de unión normalmente abierto, cerrará. La operación puede ser manual o automática.

Este

tipo

de

configuración

presenta

alta

confiabilidad

en

la

operación,

particularmente cuando se somete el equipo a mantenimiento. Cualquier sector del alimentador primario, transformador e inclusive el interruptor secundario, puede aislarse para inspección o mantenimiento sin pérdida de energía a las cargas.

105

Bajo condiciones normales, el sistema opera con el interruptor de unión normalmente abierto, y cada transformación alimenta la carga conectada a su barra secundaria, al igual que un sistema radial. Cuando ocurre una falta en el transformador o su alimentador primario, o en caso de mantenimiento, el interruptor secundario del transformador se abre y el interruptor de unión se cierra. Así, la totalidad de la carga se alimenta por el transformador energizado. Cada transformador y su alimentador primario debe tener capacidad suficiente para llevar toda la carga conectada a ambas barras durante condiciones de emergencia.

El interruptor de unión debe estar enclavado (eléctricamente) con los interruptores secundarios de los transformadores, con el fin de evitar operaciones en paralelo de ellos. La operación en paralelo aumentaría la capacidad de cortocircuito secundario y probablemente, resultaría en la pérdida de servicio en las barras secundarias para el caso de falla de un transformador o del cable primario.

La operación de los interruptores puede ser manual o automática. Cuando se trata de esta última, el tiempo de interrupción del servicio a la barra afectada, se reduce considerablemente.

Las características I vs t de los diferentes dispositivos de protección deben ser tales que permitan una buena coordinación entre ellos, es decir, debe haber una operación selectiva entre el interruptor secundario del transformador y el interruptor de unión, así como también una operación selectiva entre este último y el interruptor del alimentador principal. El objetivo de esta coordinación de protecciones es la de

106

minimizar el tiempo durante el cual la carga permanece desconectada bajo condiciones de falla.

Aunque altamente confiable, el sistema selectivo secundario es costoso, debido a los siguientes factores: − Los transformadores deben sobredimensionarse para que puedan alimentar toda la carga, en caso de falla de otro(s) transformador(es). − Las redes deben ser diseñadas para soportar toda la carga en caso de falla − También puede lograrse un aumento de la capacidad de los transformadores por medio de ventilación forzada o en el peor de los casos, permitir sobrecarga del mismo hasta el límite en que no perjudique la vida útil del transformador. − Los equipos que se utilizan en el montaje de este sistema son costosos.

Una manera de evitar el sobredimensionamiento o sobrecapacidad de los transformadores sería clasificando la carga conectada a las barras secundarias como: -

Esencial

-

No esencial

Así, en caso de falla, sólo se daría servicio a la carga esencial. El inconveniente de esta alternativa es que le resta confiabilidad al sistema.

107

Por último, puede conseguirse un alto grado de confiabilidad si se combinan los sistemas selectivo primario y selectivo secundario.

Figura 21. Sistema selectivo secundario

4.4.1

Sistema de malla secundaria

El sistema de malla secundaria es un medio de suministrar un servicio con alta confiabilidad a todas las cargas o usuarios. La disposición del equipo en este tipo de configuración, es semejante a la del sistema selectivo secundario. La diferencia está en el modo como operan ambos sistemas. En el selectivo secundario, los circuitos de unión entre barras secundarias están totalmente abiertos y cada transformador alimenta su propia carga.

En el sistema de malla secundaria, las barras secundarias están unidas entre sí y los transformadores operan en paralelo para alimentar toda la carga.

El suiche secundario del transformador y el dispositivo protector es un interruptor especial de potencia de bajo voltaje conocido como "protector de malla". Es un

108

interruptor operado eléctricamente, equipado con relés que disparan el interruptor cuando exista flujo de potencia inverso hacia el transformador y se cierra el interruptor cuando vuelvan las condiciones normales de voltaje al primario del transformador.

Los protectores de malla no proporcionan protección de

sobrecorriente para el circuito secundario a menos que esté equipado con relés adicionales para este propósito específico. Usualmente se instalan fusibles en el lado de carga del protector para mitigar el daño al mismo y para proteger el sistema de bajo voltaje, en el caso de corrientes de falla de gran magnitud. (Figura 22)

En condiciones normales, la carga es compartida por todos los transformadores trabajando en paralelo. Cuando ocurra una falla en el alimentador primario o en el transformador, o si por cualquier razón cae el voltaje en el alimentador primario, habrá un flujo de potencia desde la barra secundaria hasta el transformador que hará que el protector de malla se abra, desconectando por lo tanto el transformador de la barra secundaria; los transformadores restantes que continúen energizados alimentarán la barra y no habrá interrupción del servicio a los usuarios.

Cuando se restablezcan las condiciones normales de voltaje al transformador que había sido desconectado, el protector de malla cerrará automáticamente y el transformador podrá de nuevo alimentar la carga compartida. Los relés no operarán para cerrar el protector de malla hasta que las condiciones de voltaje sean tales que el flujo de potencia será del transformador hacia la carga.

109

Cuando el alimentador primario de un transformador de la malla se desenergiza, su protector de malla operará automáticamente y lo desconectará de la barra secundaria.

Debe proveerse a cada transformador de un suiche de desconexión primario manual, de tal forma que pueda aislarse para trabajos de mantenimiento.

En la figura del sistema de malla secundaria los circuitos de unión entre las barras secundarias se muestran como múltiples cables en paralelo por cada fase debido a que un conductor solo usualmente no tiene suficiente capacidad portadora de corriente. Aunque el sistema presenta la posibilidad de que las fallas se aclaren por sí solas en la mayoría de los casos, también se utilizan unos fusibles limitadores de corriente localizados en cada extremo de cable de los circuitos de unión, cuyo objeto es el de aislar el tramo fallado antes de que la corriente de falla dañe el aislamiento.

Cada grupo de conductores de unión está conectado a dos barras secundarias a través de interruptores no automáticos o interruptores desconectadores.

Las mallas secundarias también pueden estar dispuestas como en un loop o malla cerrada, tal como se muestra en la figura del sistema de malla secundaria cerrada.

110

Figura 22. Sistema de malla secundaria

El sistema de malla secundaria se utiliza en áreas grandes de alta densidad de carga en los que se requiere una alta confiabilidad, donde existan problemas de estética, como los centros de las ciudades, generalmente se construye de tipo subterráneo. La malla recorre toda el área de carga y los barrajes secundarios van bajo las calles o aceras de tal modo que las acometidas a los usuarios sean tan cortas como sea posible.

En los sistemas secundarios subterráneos los circuitos se llevan por

conductos y las uniones y conexiones de acometidas se hacen en manholes o cámaras.

Se utilizan conductores monopolares múltiples para obtener mayor

capacidad portadora y más fácil manejo, pero debe vigilarse la repartición uniforme de la carga en cada conductor asegurando igual longitud de cada uno de ellos,

111

principalmente los que van desde el lado secundario del transformador hasta las cajas de unión.

Figura 23. Sistema de malla secundaria cerrada

4.5

SISTEMA DE MALLA SECUNDARIA PUNTUAL

Este sistema se utiliza en áreas aisladas de alta densidad de carga como edificios, centros comerciales, hospitales, colegios y plazas industriales y ofrece la misma alta confiabilidad de servicio que el ya conocido de malla secundaria para cargas distribuidas en áreas céntricas de las ciudades.

La malla secundaria puntual consta de 2 ó 3 transformadores conectados a una barra secundaria común, a través de los protectores de malla. Los transformadores y

112

los alimentadores primarios deben tener la capacidad suficiente para soportar toda la carga cuando un transformador queda fuera de servicio.

Con un número de transformadores operando en paralelo para alimentar toda la carga, puede tomarse una mayor ventaja de la diversidad de la carga al seleccionar la capacidad de los transformadores y del equipo primario. El porcentaje de la capacidad transformadora disponible será menor en la malla secundaria que la que se requiere en la malla puntual. Así mismo, el sistema de malla secundaria permite una mayor flexibilidad en adicionar carga al crecer el sistema, ya que la carga estará compartida por un número de transformadores.

La capacidad total transformadora debe ser suficiente para soportar toda la carga con uno o más transformadores fuera de servicio.

Figura 24. Sistema de malla secundaria puntual

113

El costo inicial del sistema de malla secundaria es mayor que el de cualquiera de los otros sistemas descritos, sin embargo la confiabilidad en el servicio se ve altamente incrementada. El aumento del costo, comparado con los otros sistemas, se debe al incremento en la capacidad transformadora y al incremento en las corrientes de corto-circuito disponibles en el sistema secundario, el cual a su vez, requiere dispositivos de una capacidad mayor.

Los costos relativos de los diferentes sistemas varían considerablemente entre las instalaciones, dependiendo de la carga total conectada, del área sobre la cual está distribuida la carga y de los factores de demanda de la misma.

Debe hacerse por lo tanto un análisis de los costos de los diferentes sistemas para cada aplicación específica contra pérdidas de energía probablemente no previstas, resultantes de cada sistema. El sistema que arroje el más bajo costo de operación anual con operación segura, sin sacrificar la calidad y confiabilidad deberá ser el seleccionado

Además de los sistemas de distribución para alimentar cargas con requerimientos de energía "normales", algunas veces es necesario o deseable proveer sistemas para alimentación alterna.

Las instalaciones de computadores son un ejemplo de alto grado de confiabilidad requerido.

114

5

PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO

Las pérdidas de energía eléctrica en el sistema de Empresas Públicas de Medellín ascendieron en el año 1997 a 1150 GWh, cifra esta que corresponde a la generación de energía del complejo hidroeléctrico de La Tasajera en once meses.

5.1

CLASIFICACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Dependiendo de la naturaleza, sistema, nivel de voltaje o tipo de causa, las pérdidas de energía se pueden clasificarse en: 5.1.1

Según su naturaleza

− Pérdidas técnicas de energía en los sistemas de transmisión y distribución. − Pérdidas negras o en el recaudo de las empresas que por distintas causas no se factura o se subfacturan.

5.1.2 5.1.2.1

Según el tipo de causa

Pérdidas en sistemas de transmisión y subestaciones

− Pérdidas en líneas de transmisión.

115

− Pérdidas en líneas de subtransmisión. − Pérdidas en transformadores de potencia en subestaciones.

5.1.2.2

Pérdidas en sistemas de distribución

− Pérdida en alimentadores primarios. − Pérdidas en transformadores de distribución. − Pérdidas en redes secundarias.

5.1.3 5.1.3.1

Según el tipo de carga

Pérdidas debidas a distintos fenómenos físicos

− Pérdidas por efecto Corona. − Pérdidas por disipación térmica en líneas y transformadores, denominadas I2R. − Pérdidas por disipación térmica en el núcleo de transformadores.

5.1.3.2

Pérdidas por energía consumida pero no facturada (Pérdidas negras)

− Pérdidas por descalibración de contadores debido a uso o a fallas físicas. − Pérdidas por descalibración fraudulenta de los contadores. − Pérdidas por alteración fraudulenta de los circuitos de conexión a los contadores. − Pérdidas por error en la lectura de los contadores y en el proceso de la facturación.

116

− Pérdidas por error en la facturación al estimar consumos sin contador de energía. − Pérdidas por conexiones a la red sin autorización.

5.2

METODOLOGÍA GENERAL PARA LA DISCRIMINAR LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA

Se debe efectuar la discriminación de las pérdidas totales así: − Pérdidas en transmisión y transformación. − Pérdidas en alimentadores primarios. − Pérdidas en transformadores de distribución. − Pérdidas en circuitos secundarios. − Pérdidas en contadores. − Pérdidas por error en la lectura de los contadores. − Pérdidas por fraude y contrabando.

5.3

PÉRDIDAS EN TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN

Las pérdidas en transmisión y transformación se calculan como la diferencia entre la energía generada para el sistema de la empresa prestadora del servicio, disminuida en los consumos propios de las plantas de generación, y la energía transformada medida en el lado de baja tensión de los transformadores.

117

Energía entregada por la Empresa = Energía de Generación + Compras de Energía a otras Compañías Consumo propio en plantas

Pérdidas en transmisión y transformación = Energía entregada por la Empresa Energía medida en baja tensión en los transformadores

5.4

PÉRDIDAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOS (PAP)

Las pérdidas en alimentadores primarios se calculan como el producto:

2 PAP = I max × r × h × F.Per. × Lprom × n

donde: Imax = Corriente máxima por el circuito en amperios. r = Resistencia en ohmios / kilómetro. h = Número de horas en el período. Lprom = Longitud promedia por circuito primario. n = Número de circuitos primarios. F.Per.. = Factor de pérdidas.

Este factor de pérdidas se encuentra a través de simulaciones y estudios estadísticos que parten del análisis de circuitos primarios típicos. Se puede tomar una muestra de circuitos típicos y encontrar el factor de pérdidas para cada uno de

118

ellos y a través de una metodología estadística extrapolar los resultados y obtener un factor general aplicable a la fórmula.

5.5

5.5.1

PÉRDIDAS EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

Pérdidas en el hierro (PFe).

Las pérdidas en el hierro de los transformadores se calculan como el producto:

PFE = FPFe × h × n Donde: FPFe = Valor típico de pérdidas en vacío, para transformadores de distribución monofásicos ratados a 7.2 kV y 50 kVA. h = Número de horas en el período. n = Número de transformadores de distribución.

5.5.2

Pérdidas en el cobre (PCu)

Las pérdidas en el cobre de los transformadores se calculan como el producto:

PCU = FPCu × h × n × F.C. 2 × F.P.

Donde:

119

FPCu = Valor típico de pérdidas en el cobre, para transformadores de distribución monofásicos ratados a 7.2 kV y 50 kVA. h = Número de horas en el período. F.C. = Factor de capacidad (demanda máxima por transformador / Capacidad promedia por transformador). n = Número de transformadores en el período.

5.6

PÉRDIDAS EN CIRCUITOS SECUNDARIOS (PCS)

Las pérdidas en circuitos secundarios se calculan como el producto:

PCS = D 2max × r × lprom × F.P. × h × n

Donde: Dmax = Demanda máxima por circuito secundario en kVA. Lprom = Longitud promedia por circuito secundario. F.P. = Factor de pérdidas. h = Número de horas en el período. n = Número de circuitos secundarios. r = Resistencia equivalente en un circuito monofásico.

Como se mencionó anteriormente la constante del factor de pérdidas se determina a través de estudios en circuito típicos luego de una validación estadística se acepta su

120

uso en todos los circuitos secundarios. El factor de pérdidas para los circuitos secundarios es diferente al al factor

5.7

PÉRDIDAS EN CONTADORES (PC)

Las pérdidas en contadores se calculan como el producto:

PC = 0.00208 × h × n Donde: 0.00208 = kWh estimados que se pierden por descalibración de los contadores debida al uso o a fallas físicas. Esta constante se puede encontrar a partir de mediciones directas en los medidores. h = Número de horas en el período. n = Número de contadores.

5.8

PÉRDIDAS POR ERROR EN LA LECTURA DE LOS CONTADORES

Las pérdidas por error en la lectura de los contadores se calculan sobre la base de asumir que de la energía contabilizable se pierde un 2% por error en la lectura de los medidores. Este porcentaje se debe evaluar según las condiciones del sistema analizado.

121

5.9

PÉRDIDAS POR FRAUDE Y CONTRABANDO

Las pérdidas por fraude y contrabando se calculan como la diferencia entre las pérdidas totales y las correspondientes a los demás ítems diferentes a éste.

Algunos comentarios a la metodología expuesta: − Al nivel de los alimentadores primarios se calculan las pérdidas mediante una fórmula que utiliza el equivalente de pérdidas con los siguientes supuestos: − La corriente en cada alimentador es la máxima promedia. − La longitud de cada alimentador es la promedia − La longitud equivalente para regulación máxima se toma utilizando el 33.3% de la longitud total del alimentador. − Al nivel de los transformadores de distribución se calculan las pérdidas mediante una fórmula que utiliza el equivalente de pérdidas con el siguiente supuesto: − La carga de cada transformador se toma como la promedia. Esta distribución de carga, sin embargo, es la que minimiza las pérdidas.

5.10 ESTIMACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA

Dos cuestiones básicas apuntan directamente sobre la tarea de reducir o controlar las pérdidas: La forma de estimarlas y los costos y beneficios asociados con su reducción.

122

Con relación a la forma de estimarlas, la mayor o menor precisión en su estimación depende de la información disponible; así: − En sistema de transmisión donde las pérdidas son menores y más costosas de reducir, se posee una información bastante completa, lo que permite estimar las pérdidas correspondientes con buena precisión. − En sistemas de distribución donde las pérdidas son de consideración, la información se vuelve por lo general más global, llegándose al caso de los alimentadores secundarios, con pérdidas muy altas e información prácticamente inexistente. − La información sobre descalibración de contadores es fragmentaria. − La estimación de las pérdidas en los sistemas de transmisión y distribución es relativamente precisa y detallada. − La estimación de las pérdidas en los sistemas de distribución secundaria es global y aproximada. − La estimación de las pérdidas en contadores puede llegar a ser relativamente precisa y detallada. − La estimación de las pérdidas por fraude y contrabando es tan solo aproximada.

En lo que hace relación con los costos y los beneficios asociados con la reducción de las pérdidas la evaluación se realiza independientemente para las pérdidas físicas y las pérdidas negras; así: − Los beneficios de reducir las pérdidas físicas se evalúan con base en el valor monetario que dicha reducción representa en términos de la disminución

123

correspondiente de capacidad instalada de generación, transmisión y distribución requerida en el futuro y de los costos de operación. − Los beneficios de reducir las pérdidas negras se evalúan con base en las tarifas vigentes en las empresas que prestan el servicio (Operadores de red).

Estudios sobre las pérdidas han aportado algunos conceptos de importancia los cuales permiten una evaluación más correcta de las pérdidas.

5.11 DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS PICO Las pérdidas pico aproximadas pueden calcularse rápidamente, de la manera usual, mediante la fórmula

I2max x R / 1000 en kW.

Hay otros factores, sin embargo, que

deben considerarse con el fin de reflejar completamente los verdaderos costos de la demanda. Entre otros factores se cuentan:

5.11.1

Factor de reserva (FR)

Este factor expresa la relación entre la capacidad generada total y la demanda total incluyendo las pérdidas. Factores de reserva típicos fluctúan entre 1.15 y 1.23.

5.11.2 Factor de responsabilidad del pico (FRP) Esta es una medida de la probabilidad de que una línea o un circuito en consideración tenga su demanda máxima coincidente con el pico de demanda de la generación. Para un conductor de transmisión es altamente probable que su

124

demanda máxima coincida con la demanda máxima de la generación; por lo tanto un FRP cercano a la unidad es apropiado para líneas de transmisión. Para un conductor de distribución, es mucho más difícil de definir debido que depende de muchos otros factores, tales como la variación del clima, naturaleza de la carga, etcétera. Las instalaciones de generación son dimensionadas para atender las demandas máximas del sistema, pero no todos los picos del sistema. Por esta razón, las redes de distribución individuales pueden tener un FRP entre 0.4 y 0.7.

5.11.3 Factor de distribución (FD) El factor de distribución será diferente para las líneas de transmisión y las redes de distribución. El factor de distribución aplica la carga en el punto del conductor que reporta pérdidas iguales a las que produce la carga distribuida real. Por lo tanto, los conductores de transmisión tienen generalmente un FD igual a la unidad, debido a que ellos transportan bloques de potencia de un punto a otro. Los conductores de distribución, de otro lado, deben examinarse para determinar en que casos la carga puede considerarse o no uniformemente distribuida. El factor de distribución puede calcularse mediante la ecuación:

[(

)]

FD = b 2 + b + 1

1 2

Donde:

b=

- KW en el extremo de la carga KW en el extremo de la fuente

125

El parámetro b varia entre -1 y 0 y el factor FD es 1 sí b = 0 o sí b = -1

5.11.4 Factor de crecimiento (fr) A medida que la carga crece en el conductor durante su vida de servicio, debe disponerse de la suficiente capacidad generadora para atender la demanda creciente. Si la corriente inicial de un conductor es de 69 Amperios, asumiendo una rata de crecimiento anual para la demanda de 6.5%, en quince (15) años la corriente sería de 166 Amperios.

Obviamente ninguno de estos dos valores puede aceptarse para propósitos de planeación de un sistema: la corriente pico de 69 Amperios sería excedida en un año, y es poco práctico instalar ahora capacidad generadora para atender una demanda quince (15) años después de la fecha de instalación del conductor. Como resultado de las consideraciones anteriores, se puede escoger una corriente intermedia de tal forma que dentro del cálculo del costo de la demanda pueda incluirse una apreciación razonable del crecimiento de la carga.

 a 2 − 1  Fr =  2   ln a 

Donde:

1 2

126

a=

I futura KW futuros ó I presente KW presente

Para los datos aportados en las líneas anteriores:

2

 4.81   166  a =   = 5.8 y Fr =   1.76   69  2

1 2

= 1.65

Aplicando el factor de crecimiento a la corriente inicial el resultado es una corriente pico intermedia de 69 x 1.65 = 113.8 Amperios. Dicho valor de corriente pico es el que se utiliza para propósitos de evaluación. Si al Fr se le aplica las pérdidas pico iniciales la evaluación se vuelve más conservativa.

Un método alterno de contabilizar el crecimiento de la carga al mismo tiempo que se considera la capacidad de generación futura utiliza la corriente pico última de 166 Amperios para el cálculo del costo de la demanda; sin embargo, si se utiliza este procedimiento el costo de la capacidad de generación futura debe descontarse en valor presente.

5.11.5 Factor de tolerancia de pérdidas (FTP) El FTP reparte las pérdidas a través de todo el sistema según estas vayan ocurriendo desde la generación hasta el punto en el cual se realiza el análisis de las

127

pérdidas. Una línea de transmisión que toma la carga en la planta de generación, se asume como sin pérdidas detrás de ella y por lo tanto tiene un FTP de 1.0.

Resumiendo, las pérdidas de potencia pico ajustadas pueden calcularse tanto para las líneas de transmisión como para las redes de distribución, así:

Pérdidas de Potencia Ajustadas = PP x FR x FRP x FD x Fr x FTP

Donde:

I 2max R en KW PP = Pérdidas de potencia pico = 1000

FR = Factor de reserva. FRP = Factor de responsabilidad del pico. FD = Factor de distribución. Fr = Factor de crecimiento. Cada uno de estos términos se definió con anterioridad.

Las pérdidas de energía se deben compensar aumentando la generación eléctrica la cual puede relacionarse directamente con el aumento en el consumo de combustible o con compras adicionales a una fuente de potencia.

128

Las relaciones entre el factor de pérdidas y el factor de carga han llegado a ser aceptables y son fácilmente calculables.

Estas "relaciones empíricas" toman la forma:

Factor de pérdidas = C (FC) + (1 - C)(FC)2

Donde: FC = Factor de carga. C = 0.3 para transmisión y distribución (Observar 2.3.12 Factor de Pérdidas)

Las pérdidas de energía anuales pueden calcularse a partir de la corriente pico y de otros factores:

Pérdidas de energía = PP x FP x 8.760 x FD x FTP x Fr

Donde: PP = Pérdidas de potencia pico. FP = Factor de pérdidas. FD = Factor de distribución. FTP = Factor de tolerancia de pérdidas. Fr = Factor de crecimiento.

129

Nótese que los factores de distribución, de crecimiento, y de tolerancia de pérdidas se han incluido en el cálculo de las pérdidas de energía anuales.

La utilización del factor de crecimiento y del factor de distribución sirve para: nivelar la carga durante la vida del conductor, y el factor de tolerancia de las pérdidas por transmitir la carga al conductor de distribución.

Con las pérdidas anuales derivadas de las pérdidas pico y un estimativo de los costos de combustible de generación el costo de las pérdidas anuales puede calcularse como:

Costo de las Pérdidas de Energía = Pérdidas de energía anuales x Costo del combustible o costo de generación.

130

5.12 MEDIDAS REMEDIALES PARA CONTROLAR Y REDUCIR LAS PÉRDIDAS EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

5.12.1 Redistribución de la carga entre los transformadores de potencia La distribución óptima de la carga entre transformadores potencia de las subestaciones y entre los transformadores de distribución parte de la obtención de la

carga óptima que ellos deben alimentar. Dicha carga óptima se basa en la minimización de la sumatoria de las pérdidas totales en los transformadores:

2   li    P + P  ∑ Cui   Fe i  Ci   i =1  N

Sujeta a la restricción:

N

∑ li = L = Carga total i =1

Donde:

li = Carga de cada transformador. L = Carga total.

131

5.12.2 Equilibrio de carga en circuitos primarios Como una de las medidas para reducir las pérdidas en alimentadores de distribución, se ha venido trabajando en equilibrar la carga de los circuitos primarios. Para tal fin es necesario recurrir a herramientas computacionales cuyo objetivo sea equilibrar punto a punto la carga de la red.

5.12.3 Diseño óptimo de alimentadores para pérdidas normales Hasta ahora el diseño de alimentadores primarios solo había tenido en cuenta el criterio de la regulación. El control de las pérdidas ha llegado a ser una necesidad tan sentida que es de vital importancia incluir dentro de los criterios de diseño, el criterio de las pérdidas. Se debe entonces optimar el diseño de los alimentadores mediante la selección del conductor apropiado que minimice tanto el costo del conductor como el de las pérdidas.

5.12.4 Reducción de pérdidas negras Con el fin de reducir los altos niveles de pérdidas negras presentes en los sistemas de distribución se pueden evaluar las siguientes estrategias: − Programa de control periódico industrial: Este programa se debe realizar periódicamente en todas las instalaciones industriales y comerciales de la empresa prestadora del servicio (el operador de red).

132

La ejecución de este programa parte de la selección de un determinado número de instalaciones del listado de facturación de dichos usuarios que poseen contador de demanda.

Dicha selección se efectúa partiendo de las instalaciones de mayor demanda y continuando hasta las de valores más bajo. Una vez escogidas las instalaciones se procede a visitarlas con el fin de chequear las conexiones del equipo de medida, al retiro de los contadores y llevar dichos dispositivos a las instalaciones de la empresa de servicios públicos para ser calibrados.

− Programa de control periódico residencial: Este programa consiste en la revisión periódica de las instalaciones residenciales. En dicha revisión se chequean las conexiones del contador y se procede a su retiro para ser llevando a las instalaciones del operador de la red, donde es calibrado. La eficacia de este programa depende de la duración del ciclo equivalente de revisión.

− Programa de colocación de contadores en instalaciones: Este programa consiste en dotar de contadores a todas aquellas instalaciones que no lo poseen, cambiar aquellos contadores que están en mal estado, llevar a cabo la reposición de los medidores que han sido hurtados y calibrar los medidores existentes.

133

− Programa de recuperación de pérdidas por cambio de contadores de baja calidad: Este programa consiste, en primer lugar en la detección y selección a través del programa de control periódico de aquellas marcas que presentan altos niveles de descalibración (en algunos casos el contador aparece totalmente frenado especialmente en carga liviana).

La empresa de energía, una vez ha detectado dichos equipos no los someterá al proceso ordinario de la calibración sino que procederá a su reemplazo.

− Programas de revisión casa a casa: Este programa consiste en la inspección de todas las instalaciones residenciales por parte de la empresa que presta el servicio con el fin de detectar aquellas que están conectadas directamente a la red o que presentan algún tipo de anormalidad.

− Programa de legalización de instalaciones con matrícula provisional: Este programa consiste en dotar de matrícula provisional a todas aquellas instalaciones que no tengan la aprobación de la Oficina de Planeación Municipal.

− Programa de Habilitación Viviendas: Este programa consiste en dotar de la red, acometida y contador a las viviendas que no posean servicio de energía o que están conectadas ilegalmente tanto en la parte urbana como en la parte rural.

134

− Programa de reorganización de las áreas de influencia de las subestaciones: Este programa consiste en la reorganización de las áreas de influencia de las subestaciones mediante la puesta en operación de nuevas subestaciones de distribución y circuitos alimentadores. Con dicha reorganización se logrará una más óptima distribución de carga entre transformadores de las subestaciones, circuitos más cortos con mejor regulación y menos pérdidas.

135

6

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

Son los transformadores que reducen la tensión del alimentador primario, a una tensión secundaria útil para el usuario o equipo.

Pueden ser instalados en postería hasta una capacidad de 75 kVA, en subestaciones, sobre pedestales o en cámaras subterráneas para capacidades superiores.

6.1

CLASIFICACIÓN SEGÚN EL TIPO DE AISLAMIENTO.

− Tipo seco.

Tiene las bobinas al aire, se ubican en recintos con ventilación ya

que su sistema de refrigeración es con aire, el recinto no debe tener humedad. Este tipo de transformador evita incendios y conflagraciones.

− Tipo seco sellado. Su núcleo y sus bobinas se disponen en el interior de un tanque herméticamente sellado el cual se llena con nitrógeno seco a baja presión, eliminando el peligro de explosiones y fuego. Se utilizan en lugares con excesiva corrosión, atmósferas explosivas o si deben ser sumergidos en agua.

136

− Aislamiento en medios líquidos. El medio más utilizado es el aceite, pero es inflamable por lo cual requiere el diseño de fosos de drenaje si se ubican en subestaciones interiores. Otras sustancias como el Pyrenol, Flamenol, Askarel y Freón también son utilizados pero son venenosos.

6.2

VENTAJAS DE LOS TRANSFORMADORES SECOS

− Evita riesgos de incendio. − No requieren foso de drenaje. − Reducen el espacio y peso de la subestación. − Requieren un mantenimiento más sencillo.

Cuidados que deben tenerse con los transformadores secos: − Cuidarlo durante su transporte, almacenamiento y montaje de: golpes, humedad y contaminación. − Instalarlo en un sitio no accesible a personal no autorizado. − Evitar la caída de agua por cualquier motivo sobre el transformador. − Guardar las distancias de aislamiento necesarias entre las partes vivas y tierra. − Adecuar la circulación suficiente de aire al sitio donde se encuentra el transformador. − No puede sobrecargarse. − Verificar que las conexiones sean correctas y sólidamente aseguradas.

137

6.3

PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LOS TRANSFORMADORES EN ACEITE.

− Bajas pérdidas en el hierro: para su núcleo se emplean láminas de acero al silicio con grano de alta orientación, laminado en frío, lo que garantiza una mínima corriente de excitación y por tanto unas bajas pérdidas. − Alta eficiencia y buena regulación: Los devanados están hechos de cobre electrolito de alta pureza y elevada conductividad. − Alta rigidez dieléctrica y resistencia mecánica: para las bobinas se emplea papel dieléctrico con rombos epóxicos, el cual se adhiere al conductor a ser horneado, lo que los hace suficientemente fuerte para resistir las fuerzas mecánicas de los cortocircuitos.

6.4

CLASIFICACIÓN SEGÚN EL NÚMERO DE FASES.

Pueden ser monofásicos o trifásicos dependiendo de los requerimientos de la carga y la magnitud a demandar. Los trifásicos se utilizan en zonas industriales, comerciales, residenciales con gran concentración de carga o en edificios que requieren de bombas de agua o ascensores.

138

6.5

CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A LA PROTECCIÓN.

Los transformadores deben protegerse contra: Fallas Internas. Fallas en la red secundaria. Fallas en la red primaria. Para lo anterior se emplean fusibles e interruptores, los cuales según su disposición pueden ser:

6.5.1

Transformadores convencionales.

No incluyen elementos de protección internamente, deben ser instalados externamente (pararrayos y caja primaria con fusible). El fusible primario protege al alimentador primario y al transformador contra cortocircuitos internos o en la red secundaria, pero no protege contra sobrecargas ya que la curva I vs T del fusible está por debajo de la curva de avería del transformador. Por ello debe elegirse un fusible de mayor capacidad a la corriente nominal primaria del transformador.

Información para la selección del fusible: Voltaje nominal del sistema. Corrientes nominales de carga y magnetización. Capacidad de cortocircuito en el lado primario. Tipo de carga: Fluctuante (con arranque de motores u otros equipos). Coordinación con otros dispositivos de protección.

139

Corriente de arranque: cuando se energiza el transformador la corriente de excitación sufre un transitorio, esta es la corriente de magnetización. Se considera que toma los siguientes valores: 12 veces la corriente nominal a plena carga durante 1/10 de segundo. 25 veces la corriente nominal a plena carga durante 1/100 de segundo.

Se debe cumplir que la característica de fusión mínima del fusible esté por encima de estos valores.

Reglas para la elección de fusibles: 1.5 In

Para circuitos no inductivos.

2.0 In

Para circuitos normales.

2.4 In

Para circuitos con arranque de motores.

3.0 In

Para circuitos con sobrecargas esperadas.

Ej. Se tiene un transformador 1φ con un circuito normal, calcular la corriente nominal del fusible.

In = 50 KVA / 7.62 KV = 6.56 Amp.

2x(6.56 Amp) = 13 Amp.

140

6.5.2

Transformadores autoprotegidos (CSP)

Tienen incorporada la protección primaria y dispone de una protección de sobrecarga secundaria.

El pararrayos primario se instala directamente sobre el tanque a un lado del buje de alta tensión. El fusible primario viene en el interior del buje primario en serie con el devanado primario entre el buje de alta y el devanado primario, el del tipo de expulsión (expulsa los gases producidos por el cortocircuito fuera de la cámara).

En el secundario dispone de interruptores (breakers) que protegen ante sobrecargas o cortocircuitos del secundario. Ante una sobrecarga se enciende un bombillo piloto, el cual se apaga si es del tipo transitoria, si es permanente opera el mecanismo de desconexión y permanece encendido el indicador.

Si la condición de sobrecarga desaparece y la avería secundaria se repara, se establece el interruptor manualmente desde el exterior. Para que operen los contactos se requiere una disminución en la temperatura del aceite del transformador.

Características

de

los

transformadores

convencionales. − Menor vida útil. − Mayor costo por pérdidas adicionales. − Requiere de mantenimiento más frecuente.

autoprotegidos

respecto

a

los

141

− Mayor costo de construcción. − Mayor posibilidad de falla. − Mejor estética. − Facilita la apertura de las líneas secundarias. − Evita la desconexión del fusible primario por fallas secundarias.

La disminución de la vida útil se debe a desajustes en el mecanismo del interruptor y el fusible. Las pérdidas adicionales son debidas a las conexiones entre las bobinas y los terminales del interruptor, al bimetálico del interruptor y al circuito de señalización.

6.6

CLASIFICACIÓN SEGÚN EL TIPO DE MONTAJE.

− Intemperie. Se instalan normalmente en los postes, estos transformadores deben contar con las características propias de su instalación, pintura, uniones, sellos entre otros.

− Interior. La instalación de estos transformadores se lleva a cabo dentro de los edificios o locales que se van alimentar, el sitio donde se aloja el transformador debe contar con la ventilación adecuada, es muy importante que el sitio no este contaminado con polvo, humedad excesiva, químicos que se puedan alojar en el aislamiento entre otros.

142

− Pad Mounted. Estos transformadores se reconocen porque son instalados en celdas exteriores a la edificación que van alimentar, se pueden instalar en áreas de servicios comunes, la celda que contiene el transformador se ubica sobre un pedestal, normalmente el transformador se refrigera con líquidos de alto punto de ignición para evitar problemas de incendio o de explosión.

− Sumergibles. Estos transformadores se caracterizan porque pueden operar normalmente aunque se encuentren sumergidos en agua, normalmente estos se instalan en subestaciones debajo del nivel del anden, normalmente se fabrican en aceite o en líquido de alto punto de ignición, sus codos y bujes son premoldeados según el cable que se requiera y el lado secundario está conformado por elementos premoldeados tambien tipo sumergible que hacen del transformador y de la subestación un equipo muy atractivo para aquellas zonas donde el espacio se hace un factor decisivo.

6.7

CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A LA POTENCIA.

Los transformadores mayores de 500 kVA o alimentados con un voltaje mayor a 69 kV son considerados como de potencia, en caso contrario son considerados de distribución.

143

Capacidades normalizadas.

1φ: 5 - 10 - 15 - 25 - 37.5 - 50 - 75 - 100 - 167.5 kVA. 3φ: 15 - 30 - 45 - 50 - 75 - 112.5 - 150 - 225 - 300 - 400 - 500 - 630 - 750 - 800 kVA

Signos para la indicación de voltajes:

"-" Voltajes de diferentes devanados. 7620-120 V. "/" Voltajes del mismo devanado. 240/120V. "X" Voltajes de un mismo devanado que se obtienen por reconexión 240X480 V. "Y" Indica que en el lado de baja se puede conectar en estrella. "Gndy" Indica que el transformador tiene un extremo puesto a tierra.

El montaje de transformadores se puede observar en las normas RA2 - 026 y RA3 - 026 de EE.PP.M En el anexo A se adiciona información técnica a cerca de los transformadores monofásicos y trifásico de una marca muy reconocida en el mercado.

144

7

CONDUCTORES ELÉCTRICOS

En este capítulo se incluye una pequeña reseña de las especificaciones técnicas que dictan las normas NTC 307, 911, 1099, 1332, 2186 y 2356. Estas normas son adaptaciones de las normas americanas ICEA S-61-402, UL 62, S-66-524, y UL 83 relativas a los aislamientos en materiales termoplásticos y las generalidades de los conductores.

7.1

PROPIEDADES

El cobre y el aluminio son los principales materiales utilizados en la construcción de conductores eléctricos, a continuación se efectúa una breve comparación de estos dos materiales.

El cobre tiene una mayor conductividad volumétrica que el aluminio (100% contra 61%),.sin embargo, como el cobre posee una densidad más alta que éste (8,89 contra 2,703), resulta entonces que el aluminio tiene una mejor conductividad de masa.

145

100 = 11.25 Cobre 8,89 61 = 22,57 Aluminio 2,703

Lo cual representa una relación de proporcionalidad de 2: 1.

El aluminio es menos dúctil y más frágil que el cobre: en efecto, con este último metal es posible fabricar alambres de diámetros tan pequeños como 0,05 mm conservando sus propiedades de flexibilidad y resistencia a la tracción. Un alambre de cobre blando de 4,0 mm de diámetro puede soportar 10 ciclos de doblamiento sin romperse. Adicionalmente, el aluminio sufre del problema de la fluencia en frío que daña las conexiones eléctricas.

Por consiguiente para conectar aluminio es

indispensable hacer diseños fuertes y masivos.

Es posible hacer aleaciones de aluminio que no sufran de fluencia en frío, pero su costo es mayor que el del aluminio normal y generalmente su conductividad desciende también, aumentando aún más los costos.

Para transportar la misma corriente en un cable de aluminio de la misma longitud que otro de cobre debe tener un 30% más de diámetro, sin embargo el aluminio pesa casi la mitad.

146

Tabla 8. Resumen de propiedades de los conductores de cobre y aluminio PROPIEDAD

CONDUCTIVIDAD DENSIDAD RESISTIVIDAD COEFICIENTE DE RESISTENCIA CONDUCTIVIDAD TÉRMICA COEFICIENTE DE DILATACIÓN LINEAL MÓDULO DE ELASTICIDAD CARGA DE RUPTURA ALAMBRE (AWG)

7.2 7.2.1

UNIDAD

COBRE

COBRE

ALUMINI

BLANDO

DURO

O

% G/cm3 Ohm-mm2/m

100 8.89 0.017241

97.5 8.89 0.017683

61 - 63 2.703 0.028264

1/oC

0.00393

0.00383

0.00403

CAL/Cm2.cm.s.o C

0.92

0.92

0.52

1/oC

17x10-6

17x10-6

23x10-6

Kg/mm2

9 – 10.5x103

12.66x 103

6.96x103

Kgf/mm2

26.0

39.4

16.5

TIPOS DE CABLES

Cables aéreos desnudos

El aluminio sólo, con su baja carga de rotura, no sería una alternativa práctica pues necesitaría estructuras de soporte cada pocos metros; pero en unión con el acero, metal barato pero muy resistente, supera al mismo cobre en relación conductividad / peso y claro está, por su menor precio se favorece adicionalmente en la relación capacidad de corriente / precio instalado. Para circuitos de transmisión y distribución aérea, entonces, el aluminio se ve altamente favorecido sobre el cobre, que además adolece a largo plazo de disminución en su carga de rotura por re - cristalización

147

fomentada por la vibración inevitable en los circuitos aéreos.

El conductor de

aluminio con alma de acero se conoce como ACSR.

7.2.2

Cables aislados

Son aquellos conductores eléctricos de cobre o aluminio que poseen un recubrimiento en un material aislante. El aislante más utilizado es el plástico que a su vez se divide en termoplásticos y en termoestables.

Entre los termoplásticos se distingen aislamientos en policloruro de vinilo (P.V.C)., en polietieno (PE) y en polipropileno.

En cuanto a los termoestables o termofijos se distingue el aislamiento en polietileno reticulado (XLPE), en etileno propileno (E.P.R) y en silanos (Polietileno reticulado para 90 grados) 7.2.3

Cables para media tensión

− Papel impregnado. Para los cables de media tensión no resultó nunca viable la tecnología del papel impregnado en aceite por requerir sistemas altamente costosos de presurización y control de aceite, que sin embargo resultan hoy día aconsejable para cables de muy alta tensión (400 kV).

148

Los cables para media tensión fueron realmente del tipo de aislamiento en papel impregnado en compuesto y llegaron a niveles de confiabilidad y diseño muy aceptables, pero tuvieron siempre algunos problemas que rápidamente los hicieron no competitivos al salir al mercado los cables con aislamientos poliméricos.

El primero de estos problemas es la complejidad y costo de los equipos de fabricación y la delicadeza del diseño; el segundo su peso elevado que dificulta el transporte y la instalación; el tercero el costo de los cables en sí y el cuarto está relacionado con la naturaleza intrínseca del material aislante, consistente en la tendencia del compuesto de impregnación a fluir hacia los puntos bajos de instalación produciendo resecamientos y eventuales fallas en los puntos altos de la instalación. Este fenómeno es causado principalmente por el ciclo térmico que produce un efecto de bombeo sobre el compuesto. Otra debilidad tal vez no tan decisiva pero sí importante consiste en que una eventual falla en la chaqueta de plomo causada por roedores, grietas, corrosión, etc. en presencia de humedad, conduce inevitablemente a una falla del aislamiento pues tanto el papel como el compuesto degeneran sus características eléctricas en presencia de dicha humedad.

− Caucho vulcanizado. Este tipo de aislamiento se viene usando desde los años 30 para cables de baja tensión aunque tan sólo las investigaciones y desarrollos tecnológicos posteriores a la Segunda Guerra Mundial permitieron el aumento de la rigidez dieléctrica y la

149

disminución de la constante dieléctrica haciendo posible disminuir el espesor de aislamiento hasta hacerlos competitivos con otros tipos de cables.

Algunas ventajas inherentes al caucho como son su flexibilidad, resistencia a la abrasión, estabilidad de su forma con alta temperatura y buenas propiedades de envejecimiento le confieren una posición de privilegio en ciertos usos específicos como por ejemplo: minería, dragas y equipos semi-móviles. Sin embargo, la alta densidad del material aislante, su alto costo y el hecho de que el cobre sin estañar se oxida en su presencia hacen que los cables con aislamiento de caucho resulten más pesados y costosos que los cables con aislamiento de PE normal o reticulado (XLPE) para usos normales.

− Polietileno reticulado. Por largo tiempo el polietileno reticulado (PE) ha tenido un amplio uso en aislamientos y cubiertas de cables debido a sus excelentes propiedades eléctricas y mecánicas, poco peso, buena flexibilidad a bajas temperaturas, buena resistencia a la humedad, ozono y químicos, y también debido a su bajo precio.

El polietileno de baja densidad (LDPE) tiene sin embargo propiedades que limitan su uso como aislamiento de cables. Siendo un termoplástico, su temperatura de ablandamiento es relativamente baja (105 - 115 oC).

Otra desventaja es su

tendencia al agrietamiento (Stress Cracking) cuando en el medio ambiente hay ciertos agentes que lo afectan.

Para corregir estas deficiencias, los científicos

desarrollaron un proceso similar al de la vulcanización del caucho, por medio del

150

cual se agrupan las moléculas del PE en forma reticular (Cross linking) mediante la incorporación de peróxidos orgánicos que se activan por la aplicación de temperaturas del orden de 200 oC y presiones del orden de 20 atmósferas, obteniéndose un gran mejoramiento de las propiedades térmicas y mecánicas del material, en tanto que las excelentes propiedades eléctricas permanecen prácticamente inalteradas. El material resultante es un PE reticulado o de cadenas cruzadas, XLPE, un termoestable, obtenido a partir de un termo-plástico.

En conclusión el XLPE o polietileno de cadena cruzada pertenece al grupo de los termofijos, es muy resistente a los esfuerzos mecánicos y a la abrasión, es muy resistente a las altas temperaturas y permite su aplicación a temperaturas de servicio a carga continua de 90 grados centígrados.

El E.P.R. es un caucho sintético a base del elastómero del etileno propileno, tiene alta resistencia al ozono, es resistente al calor, a la intemperie, a los agentes químicos y a la abrasión, es muy flexible.

Su aplicación fundamental es en cables de potencia, en baja tensión, se utiliza en conductores especiales que pueden trabajar a temperaturas muy altas y que deban tener gran flexibilidad.

151

Tabla 9. Propiedades de algunos materiales corrientes para aislamientos y cubiertas de cables CAUCHO ETILENO PROPILENO EPDM.

P.V.C. 75 OC

POLIETILENO POLIETILENO BAJA RETICULADO DENSIDAD XLPE. PELD.

Densidad 1.4 1.4 0.92 1.1 Carga de rotura N/mm2 5 - 10 10 – 20 12 - 18 14.20 Elongación % 200 - 600 150 – 300 400 - 600 200 - 500 Rigidez Kv/mm 20 20 20 20 Dieléctrica 1 Resistividad Ohmm .1012 .1014 .1013 .1013 volumétrica 1 Factor de % 0.3 7 0.02 0.1 disipación 1 Permitividad ó E 3 5 2.3 3.5 Const. Dielect. 2 Resistencia al oC 110 70 70 120 calor o Temperatura C -60 -20 -40 -40 mínima de uso Conductividad W/mok 0.2 0.15 0.3 0.3 térmica Índice de oxígeno 2 22 25 18 20 Se Propagación de la llama Esparce la Esparce la Esparce la 2 llama autoextingue llama llama Productos de Hidrocarburo Hidrocarburo Hidrocarburo Hidrocarburo descomposición s, óxidos de s, óxidos de s, óxidos de s, óxidos de carbono, carbono carbono. carbono. HCL Resistencia al ozono 4 5 4 4 Resistencia al clima 3 5 5 5 5 Resistencia a la 5 4 5 5 humedad Estabilidad en aceites a. aromáticos 1 2 4 4 b. alifáticos 2 3 4 4 Estabilidad en ácidos a. no oxidantes (clorihídrico, sulfúrico 4 4 4 4 diluido) b. Oxidantes (nítrico, 3 3 3 3 sulfúrico concentrado)

152

CAUCHO ETILENO PROPILENO EPDM.

1. Aplicado a los materiales de aislamiento 2. Compuesto normal 3. Relacionado con los compuestos negros 4. Relacionado con los compuestos de relleno

P.V.C. 75 OC

POLIETILENO POLIETILENO BAJA RETICULADO DENSIDAD XLPE. PELD.

Graduación de propiedades 5. Excelente 4. Bueno 3. Aceptable 2. No aceptable 1. Pobre

Valores a 20 oC

Las características físicas del E.P.R. son equivalentes a las del E.P.D.M. ya que ambos son sintéticos a base del elastómero del etileno propileno.

7.2.4

Conductores para tensiones inferiores a 600 v

Estos conductores deben cumplir con los ensayos de la norma NTC 1099 , su aislamiento termoplástico es un compuesto sintético cuyo elemento principal es el cloruro de polivinilo (PVC) o un copolímero de cloruro.

Los termoplásticos más empleados son los siguientes: − El clase T. Es un aislante no inflamable y de uso permitido para temperaturas inferiores a los 60 grados centígrados. − El clase TW. Resistencia a la humedad, no inflamable y de uso permitido si no se somete a temperaturas mayores de 60 grados centígrados. − El clase THW. Resistencia al calor y a la humedad, no inflamable, de uso permitido para temperaturas inferiores a los 75 grados centígrados.

153

− El clase THWN, Resistente al calor y a la humedad, posee una cubierta de nylon.

De uso permitido para temperaturas inferiores a los 75 grados

centígrados.

7.3

PROPIEDADES MECANICAS

En general las propiedades mecánicas del XLPE son muy similares a las del polietileno común (PE); ambos tienen una estructura cristalina, lo que significa mejor resistencia al impacto, al rasgado y a la abrasión en el rango de temperaturas de operación, que las correspondientes de los aislamientos con base en caucho (goma butílica o etilén-propilénica) o PVC.

7.4

PROPIEDADES TÉRMICAS

Debido al reticulamiento el XLPE es un material muy resistente al calor, que no se derrite como el PE normal sino que se descompone y carboniza si se expone por largos períodos de tiempo a temperaturas por encima de 300 oC.

La tendencia al

agrietamiento desaparece y el material adquiere una muy buena resistencia al envejecimiento en el aire caliente, lo cual permite óptimos valores de funcionamiento con margen de seguridad muy amplio.

154

Con el aislamiento de XLPE se permiten temperaturas de servicio a carga continua de 90 oC en el conductor; en casos de emergencia se permiten temperaturas hasta 130 oC, y para casos de corto circuito se permiten hasta 250 oC.

7.5

PROPIEDADES ELÉCTRICAS

La reticulación del PE produce solamente un pequeño cambio en las propiedades eléctricas.

Una alta rigidez dieléctrica (aprox. 25 kV/mm), un alto valor de

resistividad volumétrica (no inferior a 1016 ohm-cm) y un factor de potencia muy bajo (tangente delta no mayor de 0,008) que permiten el uso de XLPE para tensiones muy altas, por ejemplo 220 kV. En comparación con otros aislantes sólidos, la influencia del calor y la humedad en las propiedades dieléctricas es muy pequeña.

El XLPE, como cualquier otro tipo de aislante sólido, está sujeto al deterioro causado por las corrientes de pérdida producidas por el efecto Corona, que reducen el período de vida útil del cable; debido a esto los cables de medida y alta tensión se construyen y ensayan sometidos a rigurosos controles para evitar los posibles defectos

que

permitan

descargas

parciales

localizadas

(efecto

Corona),

calentamiento excesivo y carbonización, causando con el tiempo una posible falla.

La extrusión es el proceso mediante el cual se le deposita el aislante al conductor eléctrico. En algunos conductores se emplea el sistema de triple extrusión para producir cables de la clase 15 kV de ICEA-NEMA, con valores de voltaje disruptivo

155

(voltaje de iniciación de descargas parciales o efecto corona) entre 15 y 18 kV, muy superior al valor promedio de 11 a 13 kV que contemplan las Normas para los cables normales de esta clase, aumentando con ello la vida útil del cable en un 40% y disminuyendo las pérdidas por efecto corona en kW por kilómetro en un 10%, lo que representa doble ahorro.

7.6

PROPIEDADES QUÍMICAS

Debido al reticulamiento de las moléculas, el XLPE tiene una mayor resistencia que el PE a la mayoría de los químicos, tales como ácidos ordinarios, bases y aceites. Los agentes atmosféricos más importantes que atacan a los cables son el ozono y la luz ultravioleta. La resistencia del XLPE al ozono es muy alta comparada con la de los cauchos. El aislamiento de XLPE para media tensión siempre está protegido de la luz ultravioleta por medio de una chaqueta termoplástica o su equivalente; el material de XLPE para aislamientos de baja tensión se le agrega un pigmento con base en negro de humo, con lo cual se logra no sólo máxima resistencia a la luz ultravioleta sino también mejores propiedades mecánicas.

7.7

RESISTENCIA A LA LLAMA

De los aislante sólidos más comunes, solamente el PVC es resistente a la propagación de la llama. El XLPE, cuando se quema, se comporta más como butilo

156

o EPR que como PE, porque no tiene la tendencia a derretirse y producir escurrimiento. Para el aislamiento de conductores de baja tensión, se debe disponer de un material de XLPE especial resistente a la llama, estos cables son aceptados por los Underwriters Laboratorios de los Estados Unidos de Norteamérica como tipo XHHW el cual cumple con la prueba de resistencia a la llama más exigente de estos laboratorios, que es la VW-1 igual a la de los cables con aislamiento de PVC. En consecuencia, estos cables están homologados por el UL.

7.8

CONTAMINACIÓN DEL MEDIO AMBIENTE

Desde el punto de vista de sus efectos sobre el medio ambiente, el XLPE tiene ventajas sobre otros aislamientos como el PVC o el papel impregnado en aceite, a saber: comparado con el PVC, no libera ácido clorhídrico ni otros gases corrosivos al quemarse; y comparado con el papel impregnado en aceite, no causa serios deterioros a las fuentes de agua.

7.9

FABRICACIÓN DEL CABLE XLPE

El aislamiento para los cables XLPE se extruye y vulcaniza en la misma forma que un aislamiento de caucho. El material del XLPE se forma concéntricamente sobre el conductor en la cabeza de la extrusora, pasando luego al tubo de vulcanización. El calor de la vulcanización activa los peróxidos que obligan al polietileno a formar

157

cadenas cruzadas de moléculas (reticulación que forma el XLPE). Después de la zona de vulcanización el cable entra a la zona de enfriamiento, saliendo de la máquina a una temperatura de aproximadamente 50 oC.

De acuerdo a las recomendaciones del IEC, los cables con voltajes de operación de 12 kV ó más deben tener una superficie de conductor lisa firmemente adherida al aislamiento. Esto se obtiene revistiendo el conductor con una capa de material semiconductor que se adhiera al aislamiento de XLPE durante el proceso de reticulación.

Para que la distribución del campo eléctrico sea uniforme, el conductor externo debe ser concéntrico al interno y totalmente liso: esto se logra extruyendo una capa de material semiconductor sobre la capa del aislamiento.

El método de aplicación del semiconductor interno, aislamiento y semiconductor externo en una sola operación se denomina "Sistema de Triple Extrusión". Las ventajas claves de este proceso son: evitar que la superficie del aislamiento tenga irregularidades, y garantizar el íntimo contacto entre el aislamiento

y el

semiconductor. Lo que evita separaciones durante los ciclos térmicos o mecánicos. Ambas razones son importantes pues tanto las irregularidades como las separaciones crean puntos de ionización que debilitan y eventualmente hacen fallar el cable disminuyendo drásticamente su vida útil.

158

Como se observa de lo anteriormente expuesto sobre los diversos tipos de aislamiento, el polietileno reticulado prácticamente resolvió todos los problemas del polietileno normal que de por sí es de excelente aislamiento. En efecto, el PE reticulado XLPE no sufre de agrietamiento por agentes ambientales por ser de naturaleza vulcanizada y no simplemente cristalizado por descenso de temperatura lo cual implica que es imposible separar las moléculas por medio de disolventes ya que el proceso de reticulación hace que se reorganicen en una sola macro-molécula.

Este mismo hecho hace que a temperaturas altas no se derrita perdiendo su forma original sino que se ablande un poco conservando su forma, y a temperaturas superiores a los 300 oC se carbonice. Por consiguiente el riesgo de contacto entre el conductor central y el externo concéntrico se elimina casi totalmente.

7.10 NIVELES DE AISLAMIENTO

La Norma ICEA S-66-524 Nema WC 7 parte III página 3, se tiene que la selección del nivel de aislamiento del cable a usar en una instalación específica se lleva a cabo con base en el voltaje aplicable fase a fase y en base a la categoría general del sistema según se describe a continuación:

159

7.10.1 Nivel 100% Los cables de esta categoría pueden aplicarse donde el sistema cuenta con una protección por relés tal que las fallas a tierra sean despejadas tan rápidamente como sea posible, pero en cualquier caso en menos de un minuto.

Si bien estos cables son aplicables en la mayoría de las instalaciones que se efectúan en sistemas aterrizados, pueden también ser usados en otros sistemas en donde la aplicación de cables sea aceptable siempre que los requisitos de despeje de fallas antes anotados se cumplan para desenergizar completamente la sección que ha fallado.

7.10.2 Nivel 133% Este nivel de aislamiento corresponde al anteriormente designado para sistemas no aterrizados. Los cables en esta categoría pueden aplicarse en situaciones en las cuales el tiempo requerido para limpieza de fallas a tierra de la categoría correspondiente al 100% no se puede garantizar, y sin embargo hay una seguridad adecuada de que la sección averiada se desenergizará en un tiempo que no exceda una hora. También pueden usarse cuando se desee una mayor fortaleza del aislamiento que la dada por la categoría del nivel 100%.

160

7.10.3

Nivel 173%

Los cables de esta categoría deben utilizarse en los sistemas en los cuales el tiempo requerido para desenergizar una sección aterrizada no está definido. Su uso se recomienda también para los sistemas con puesta a tierra resonante. Consultar con el fabricante para los espesores de aislamiento.

De lo anterior se deduce que en un sistema aterrizado y con protección por relés no resulta necesario el empleo de espesores de aislamiento superiores al 100% a menos que existan condiciones especiales que justifiquen el mayor costo incurrido, resultante no solo de más cantidad de material de aislamiento sino también de pantalla y chaqueta. Mediante el uso de los cables con aislamiento XLPE es casi imposible encontrar razones valederas que justifiquen este sobrecosto ya que la contaminación ambiental, los ciclos térmicos extremos y los esfuerzos mecánicos sobre el aislamiento no tienen los efectos dramáticamente nocivos observables en el PE normal.

7.11 CAPACIDADES DE CORRIENTE

El propósito de este numeral es recordar que la capacidad de corriente no es un valor absoluto e inalterable que sea una característica definida de un tipo de cable, sino que por el contrario es el resultado de la interacción entre el medio ambiente en el cual se instala el cable y el cable en sí. En efecto, la corriente eléctrica que circula por un conductor, debido a la resistencia de éste, genera una cierta cantidad de calor

161

que se traduce en un aumento de temperatura. Este aumento de temperatura no necesariamente es el mismo que para dos cables iguales colocados en sitios distintos ya que el aumento de temperatura está condicionado por la forma como se disipa el calor hacia el medio ambiente.

Si el conductor está a una temperatura baja relativa a la del medio ambiente (caso muy difícil pero que sirve para aclarar conceptos) el conductor simplemente no podría disipar el calor generado por la corriente sino que tendría que guardarlo aumentando su temperatura hasta que sea superior a la del medio ambiente, momento en el cual ya puede empezar el proceso de disipación.

Este proceso, obviamente, está condicionado por las características del medio ambiente en sí, ya que no es lo mismo un cable instalado en una canaleta inundada en la cual el agua se lleva el calor facilitando la disipación, que el mismo cable instalado en una capa de arena seca en donde el calor se conserva encerrado dificultando la disipación; en este último caso, con la misma corriente y la misma temperatura ambiente, el conductor alcanzará una temperatura mayor que en el caso de la canaleta.

Los factores principales que influyen en la disipación de calor y por consiguiente en la capacidad de corriente son: − Tipo de conductor (cobre-aluminio). − Capacidad térmica del aislamiento: XLPE, caucho normal 90 impregnado 85 oC; polietileno, PVC 75 oC; silicona 200 oC, etc.

o

C; papel

162

− Conductividad térmica del aislamiento y cubierta. − Conductividad térmica del medio ambiente, influida por la posibilidad de radiación y/o convección (los medios fluidos permiten convección y radiación, los medios sólidos sólo radiación). − Presencia de fuentes de calor externas (tubería de vapor, fuentes geotérmicas, otros cables con conductores cargados). − Historia térmica del cable y sus alrededores. Explicamos este concepto: un cable que ha estado por un período prolongado a 60 oC con una cierta corriente, "satura" el medio o curva de temperatura en dicho medio. Si este cable tratamos de cargarlo con más corriente, imponiendo un límite de temperatura superficial máxima del conductor, veremos que su capacidad de corriente total es menor que si el cable hubiera estado sin corriente durante un tiempo prolongado, no produciendo saturación de calor ni gradiente de temperatura en el medio ambiente. − Conductores concéntricos Los cables para media tensión (5 - 35 kV) pueden diseñarse con un componente metálico sobre la pantalla de aislamiento con capacidad de transportar corriente marginal o con capacidad de una corriente comparable a la del conductor central. En el primer caso se cuenta donde este componente metálico únicamente como elemento conductor encargado de llevar a tierra las pérdidas del conductor causadas por la aplicación de la tensión de servicio, generalmente del orden de pocos miliamperios, valor generalmente dependiente de la distancia entre puestas a tierra de la pantalla. Estos pocos miliamperios no implican grandes

163

pérdidas y por consiguiente no producen mucho calor ni aumento de temperatura de la pantalla, no afectando en nada la disipación de calor y el gradiente de temperatura del sistema conductor centro - aislamiento - medio ambiente.

Algunos conductores utilizados en Norteamérica cuentan con una pantalla concéntrica en algunos casos acorazadas, éste componente metálico de la pantalla es realmente un segundo concéntrico de área suficiente como para llevar corrientes similares a las del conductor central, el calentamiento de este conductor concéntrico llevando corrientes significativas afectará el gradiente de temperatura: en efecto, calienta el aislamiento y el medio ambiente, disminuyendo la posibilidad de disipación del conductor central y haciéndole llegar a su temperatura normal de servicio con amperajes notoriamente inferiores a los obtenibles si el conductor concéntrico no sufre calentamiento.

La ICEA (Asociación Americana de Ingenieros de Cables Aislados) tiene un comité de estudio de capacidades de corriente con participación activa de muchas entidades como el IEEE, el AEIC, la NEMA y otras. Aparte de sus libros "Ampacidades" de cables de cobre y aluminio normales, tiene también uno correspondiente a cables con conductor concéntrico (formado por alambres, la suma de cuyas áreas debe ser el 33% y el 100% del área respecto al central) cargado con varios porcentajes de corriente respecto a éste; de estos libros se deduce que es notoria la disminución de capacidad al aumentar la carga del conductor concéntrico, según lo comentado anteriormente.

164

8

EL PROBLEMA DE LA REGULACIÓN DE VOLTAJE

La regulación de la tensión es un parámetro importante dentro del sistema de distribución eléctrica debido a que un mal manejo del mismo trae como consecuencia una mala calidad del servicio, por tal motivo es necesario mantener el voltaje del sistema dentro de los límites de regulación que estipulan las normas según el nivel de tensión, para lograr este objetivo es necesario implementar mecanismos de control para poder garantizar la calidad del servicio. (NTC 1340)

Ya que la caída de voltaje es proporcional a la magnitud y al factor de potencia de la corriente de carga que fluye a través del sistema, se comprenderá fácilmente que aquellos consumidores situados eléctricamente más cerca de la fuente tendrán un voltaje más alto que aquéllos que están más alejados de ella y por consiguiente resulta muy complejo llegar a cada consumidor con un voltaje de utilización constante.

165

8.1

EL CONCEPTO DE LA REGULACION DEL VOLTAJE

Se entiende por regulación de voltaje la caída porcentual de voltaje en una línea (Es) referida al voltaje del extremo ( Er ).

ES

% de regulación =

ER

Es - Er × 100% Er

Hay varios métodos para mejorar la regulación de voltaje a través de un sistema de distribución. Unos elevan el voltaje al principio del alimentador cuando la carga aumenta, reduciendo de esta manera las diferencias promedias de voltaje entre las condiciones de carga en escenarios de demanda alta y carga en demanda baja para todos los consumidores sobre el alimentador. Otros métodos consiguen disminuir la impedancia entre la fuente y la carga, reduciendo así la caída del voltaje. También se puede reducir la caída de tensión disminuyendo la corriente.

Cada uno de estos métodos tiene sus características propias en cuanto se relaciona con la mejora del voltaje, costo por voltio de mejora y flexibilidad. La selección de cuál método es más aplicable y cuál regulador de voltaje es mejor dependen del sistema en particular y de los problemas que se presenten. Deben ser considerados además el tamaño del sistema, el tipo de carga servida, localización de los equipos existentes, la cantidad en que necesita ser corregido el voltaje, futuras expansiones del sistema y crecimiento de la carga.

166

8.1.1

Caídas de tensión en el sistema

En general un sistema de distribución, sin tener en cuenta las subestaciones, está conformado por varios componentes: − Alimentadores primarios ( incluyendo ramales ) − Transformadores de distribución, y − Líneas secundarias y acometidas

Se considerará a continuación las caídas de voltaje que se presentan en cada uno de estos componentes

Una desviación de los valores prefijados para la caída de voltaje en el sistema, trae como consecuencia la necesidad de utilizar equipos de regulación de voltaje para suministrar en forma económica y satisfactoria un buen voltaje para todos los consumidores.

Las caídas de voltaje serán discutidas para los varios tipos de alimentadores, desde el primero hasta el último consumidor; no obstante debe considerarse que también existe o hay una caída de voltaje entre la subestación y el primer consumidor para que el voltaje a esté en el límite superior de la zona favorable de voltaje.

167

En general los equipos de regulación se encuentran localizados en las subestaciones que sirven los varios alimentadores para así obtener el máximo voltaje al primer consumidor.

8.1.1.1

Caídas de tensión en alimentadores residenciales

De acuerdo al voltaje de funcionamiento de la mayoría de los aparatos electrodomésticos, es necesario que al consumidor le llegue un voltaje de 110 a 125 Voltios.

Al diseñar un alimentador primario para permitir máxima carga y cubrir toda el área se debe considerar que el primer consumidor más cercano eléctricamente a la fuente tenga el máximo voltaje (125 V) durante las condiciones de máxima carga y que el consumidor más lejano tenga un voltaje mínimo de 110 V.

Se ha considerado que la caída de voltaje promedia para el alambrado interior residencial no debe ser mayor de tres voltios durante las condiciones de máxima carga; por consiguiente para tener un voltaje de utilización de 110 voltios, el voltaje en la acometida de los consumidores debe ser de 113 voltios (como mínimo). Según la norma NTC 1340 como consecuencia el voltaje margen, o sea, la diferencia entre el primer y último consumidor es de 12 voltios, los cuales deben ser repartidos entre los varios componentes del sistema.

168

8.1.1.2

Caída de los alimentadores primarios

La caída de voltaje permitida a la parte primaria de un alimentador residencial es de 6 voltios y es medida desde los terminales del primer transformador de distribución hasta el último o más lejano eléctricamente hablando. La caída de tensión permitida en alimentadores primarios es del 5% entre la fuente y el extremo del transformador.

8.1.1.3

Caída de los transformadores de distribución

Generalmente los transformadores se instalan para trabajar entre el 80% y el 100% de su capacidad; ellos permanecen en servicio hasta que el crecimiento de la carga haga que ellos incrementen su pico entre un 140% y 160%, de su capacidad nominal, lo cual ocasiona una caída de voltaje de 3.5 a 4 voltios. Como la caída de voltaje generalmente asignada a un transformador de distribución es de 3 voltios, se hace por lo tanto necesario, cuando ello ocurre, variar el tap del transformador por uno de mayor capacidad para conservar la caída de voltaje dentro de los límites fijados.

8.1.1.4

Caída de tensión en las líneas secundarias

Las líneas secundarias son diseñadas de manera que al tiempo de su instalación tengan una caída de voltaje de 2 a 2.5 voltios; y que cuando la carga aumenta dicha caída se permita aumentar hasta 3.6 voltios máximo . La caída de voltaje permitida en la línea secundaria es de 3.6 voltios.

Por lo tanto cuando las condiciones

anteriores se presenten (una caída de 3,5V), se puede corregir esta situación

169

colocando un nuevo transformador entre los transformadores existentes y dividir la línea entre esta unidad y las ya existentes, con lo cual se reduce la caída de la línea secundaria.

8.1.1.5

Caída en la acometida

La caída de voltaje más generalmente aceptada para el servicio de acometida bajo condiciones de máxima carga pesada es de 1 voltio, la cual puede ser un poco mayor dependiendo de la longitud de dicha acometida.

Como puede verse la suma de las caídas de voltaje permitida o asignada a cada porción del sistema es igual a 10 voltios. La diferencia de 2 voltios restantes no son incluidos debido a que el regulador, al iniciar su operación en cualquier sentido, recibe la señal de un relé ( relé del regulador de voltaje ) al cual se le asigna un ancho de banda de más o menos 1 voltio, o sea, los dos voltios mencionados, dentro de cuyos límites no inicia el regulador ninguna acción.

Las consideraciones anteriores, para las diferentes caídas de voltaje en las componentes del sistema, se refieren al caso en que el primer transformador trabaja en vacío y el resto a plena carga.

En estas condiciones el voltaje al primer

consumidor será el mismo que el del primer transformador de distribución, o sea, 125 voltios, y el voltaje al último consumidor sería de 113 voltios.

170

8.1.2

Alimentadores rurales

Los alimentadores rurales son más largos que los alimentadores residenciales por lo tanto los criterios de regulación de tensión en la zona urbana son diferentes a los de la zona rural. En la gran mayoría de casos un transformador alimenta a lo sumo dos o tres usuarios.

Como las redes secundarias son de gran longitud se acostumbra aumentar la tensión a los transformadores hasta obtener el valor que se debe cumplir por norma.

8.1.3

Alimentadores industriales

Los alimentadores industriales carecen de líneas secundarias y pueden servir uno o varios consumidores. Para estos alimentadores se manejan los mismos criterios de las residencias bajo las regulaciones que la comisión de energía y gas (CREG) estipule.

8.2

METODO PARA MEJORAR LA REGULACION DE TENSIÓN

Algunos métodos son: − Regulación en las subestaciones de distribución Capacitores Equipos de regulación − Regulación fuera de la subestación sobre los alimentadores

171

Capacitores en conexión shunt sobre alimentadores primarios Capacitores en serie sobre los alimentadores primarios

También se puede mejorar la regulación de voltaje empleado los siguientes métodos:

- Equilibrando la carga sobre los alimentadores primarios - Aumentando el calibre de los conductores - Cambiando secciones del alimentador de monofásica a trifásica - Instalando nuevas subestaciones y alimentadores primarios - Aumentando el nivel del voltaje primario, y - Utilizando reguladores suplementarios

A continuación se hace descripción de cada uno de los métodos enunciados para mejorar la regulación del voltaje.

8.2.1 8.2.1.1

Control de voltaje en la subestación

Aplicación de Capacitores en las barras

La función de los capacitores en conexión shunt aplicados, ya sea como unidades monofásicas o en grupos, es suministrar unos kvars al sistema. Estos capacitores tienen un efecto sobre la red similar a un motor sincrónico sobre-excitado. Como consecuencia de esto se produce un aumento en el voltaje, desde su punto de localización hacia la fuente, el cual es igual a la reactancia del circuito por la corriente

172

del capacitor. Puede verse que este aumento de voltaje es independiente de las condiciones de la carga.

Los capacitores en shunt pueden ser localizados en los sistemas de distribución, ya sea sobre las barras de bajo voltaje, en las subestaciones de distribución o sobre los alimentadores fuera de ellas.

Cuando se instalan en las subestaciones, los bancos capacitores son de gran tamaño y es a menudo necesario que en condiciones de baja carga sacarlos de servicio para evitar sobretensiones en la red.

La caída de voltaje de los alimentadores servidos desde una subestación donde han sido instalados capacitores no cambia. El factor de potencia de los alimentadores permanece constante, ya que la porción relativa de la carga está servida desde la subestación.

Debe entenderse que el margen del voltaje del alimentador es el

mismo y que sólo se aumenta el nivel total de voltaje del alimentador en una magnitud dependiente de la cantidad de capacitores colocados en la subestación. En términos generales el propósito de instalar capacitores en las subestaciones no es el de controlar el voltaje, sino más bien suministrar kvars y con esto se logra aumentar la capacidad de la subestación y de la línea de transmisión.

173

8.2.1.2

Equipo de regulación en la subestación

Para mejorar la regulación de voltaje en las subestaciones se emplean varios equipos de regulación. La escogencia de cuál de ellos se utiliza depende de los factores económicos sobre el diseño del sistema. Estos equipos pueden ser: - Un mecanismo cambiador de derivaciones bajo carga de los transformadores de la subestación. - Un regulador separado localizado entre el transformador y las barras de voltaje. - Capacitores desconectables en las barras de bajo voltaje. - Un regulador individual en cada uno de los alimentadores en la subestación.

Debe tenerse en cuenta que el máximo voltaje a la salida de la subestación estará siempre limitado por el consumidor más cercano eléctricamente a ella.

8.2.2 8.2.2.1

Regulación fuera de la subestación sobre los alimentadores primarios

Reguladores sobre los alimentadores

A lo largo de loa alimentadores primarios las caídas excesivas de voltaje, pueden ser compensadas mediante el empleo de reguladores adicionales localizados en aquellos puntos en los cuales durante las condiciones de máxima carga, el voltaje cae a valores inferiores al permitido; se debe tener en cuenta, por razones económicas, al efectuar el cálculo de estos reguladores suplementarios, que ellos pueden continuar prestando servicio cuando la carga aumenta a valores superiores a aquélla en el tiempo de su instalación.

174

Estos reguladores se instalan generalmente en serie sobre los alimentadores, pero debe tenerse en cuenta, que su número generalmente está limitado por las pérdidas en la línea y la capacidad térmica de los alimentadores.

Los alimentadores rurales, por regla general, no deben llevar como máximo más de tres reguladores; si es indispensable, la mejor solución es la de aumentar el nivel de voltaje del alimentador a valores fijos, teniendo en cuenta que durante las condiciones de carga liviana no se presenten voltajes excesivos.

8.2.2.2

Capacitores en conexión shunt

Los capacitores para mejorar la regulación deben ser conectados fijos o con aparatos de control, para conectar o desconectar parte del grupo de acuerdo con las condiciones de la carga.

Los capacitores en general cuando son aplicados al final de los alimentadores que suministran cargas de factor de potencia retrasada, producen varios efectos los cuales deben ser analizados al considerar su aplicación. Entre estos efectos se pueden citar:

− Mejoran el nivel de voltaje a la carga

175

− Mejoran la regulación de voltaje si los bancos de capacitores poseen equipos de control para desconectar o conectar unidades, de acuerdo con las variaciones de la carga. − Mejoran el factor de potencia. − Disminuyen la carga de los alimentadores permitiendo un aumento de ésta

La caída de voltaje en los alimentadores o líneas cortas pueden ser aproximadamente representada por la ecuación:

Caída de voltaje = R Ir + X Ix

Al colocar capacitores en paralelo al final de la línea se disminuye la caída de voltaje o lo que es lo mismo aumenta el voltaje. La nueva caída será aproximadamente:

Caída de voltaje = R Ir + X ( Ix - Ic )

De esta ecuación se puede ver si Ic se hace suficientemente grande, tanto la caída por resistencia como por reactancia pueden ser neutralizadas. También si la caída de voltaje es compensada para condiciones de carga (plena) al emplear capacitores fijos, podrían presentarse sobrevoltajes en condiciones de carga liviana, ya que la corriente del capacitor es independiente de la carga.

Cuando se emplean

capacitores fijos sobre alimentadores primarios, ellos proveen un aumento del nivel de voltaje constante bajo cualquier condición de carga.

176

Empleando capacitores en paralelo sobre los alimentadores puede ser mejorada la regulación de voltaje si ellos tienen medios de desconexión de manera que puedan estar conectados durante las condiciones de carga pesada y desconectados durante las condiciones de carga liviana.

El aumento porcentual en el voltaje está dado por la fórmula:

% de aumento del voltaje =

C.kVA x ( d ) x ( X ) 10 x kV 2

Donde: C.kVA = kVA reactivos del banco trifásico d

= distancia en metros de barras al banco

x

= reactancia del alimentador en ohmios por metro

kV

= Voltaje de línea

Si la fórmula se aplica para una línea monofásica la reactancia tiene valor doble.

La cantidad de kVA agregados al alimentador y su localización sobre él dependen entre otros factores de la distribución de las cargas; el tamaño de los alimentadores; el factor de potencia, y las condiciones del voltaje.

177

8.2.2.3

Instalaciones de capacitores en serie

Otro método de mejorar la regulación de voltaje en los sistemas de distribución consiste en la aplicación de capacitores en serie sobre los alimentadores primarios, con lo cual se reduce la caída de voltaje.

La caída de voltaje en un alimentador es aproximadamente: Caída de voltaje = Ir1 Cos φ + Ix1 Sen φ

Al colocar los capacitores en serie la caída de voltaje se convierte en:

Caída de voltaje = Ir1 Cos φ + Ix Sen φ ( X1 - XC )

De esta ecuación puede verse que si X1 = XC la caída de voltaje queda reducida únicamente a la caída resistiva en el alimentador, o sea:

Caída de voltaje = Ir1 Cos φ

Puede deducirse de aquí entonces, que el efecto de la conexión de los capacitores en serie con la línea, es el de reducir su reactancia.

Es también de notarse que el

factor de potencia de la corriente de carga debe ser retrasado para que los capacitores en serie cumplan satisfactoriamente su función, la cual es la de disminuir la caída de voltaje entre el extremo generador y receptor. Si el factor de potencia fuese el cercano a la unidad, los capacitores en serie no tendrían prácticamente

178

razón de aplicación. Si el factor de potencia fuese adelantado, se presentaría una situación en la cual, con la aplicación de capacitores en serie se disminuiría el voltaje en el extremo receptor.

El uso de capacitores en serie causa un aumento en el voltaje cuando la carga aumenta. El voltaje sobre el lado de la carga es elevado por encima del de la fuente, de una manera similar a como lo efectúa un regulador automático de paso.

Como se dijo antes, su empleo produce un aumento en el voltaje, el cual aumenta con el incremento de la carga; como consecuencia de esto los capacitores sirven como medio para mejorar la regulación del voltaje del alimentador.

Como

consecuencia del aumento de voltaje al momento de su conexión al sistema, su aplicación es particularmente conveniente sobre alimentadores donde se presenta parpadeo en las lámparas debido a continuas fluctuaciones de la carga, como consecuencia de arranque frecuente de motores, variación de la carga en ellos, funcionamiento de soladores u hornos eléctricos.

A continuación se presenta una descripción de diferentes métodos para mejorar la regulación de voltaje sin el empleo de los equipos adicionales ya descritos.

179

8.2.3 8.2.3.1

Métodos para lograr la regulación de voltaje sin equipos adicionales

Repartición o equilibrio de cargas sobre los alimentadores primarios

Cuando un alimentador trifásico tiene mala regulación de voltaje, uno de los factores que primero se debe comprobar, es la carga sobre cada fase; si ésta es la misma sobre cada una de ellas, se sobrentiende que están equilibradas y por lo tanto se puede obtener máxima regulación. Si la carga no está equilibrada deben buscarse medios para lograrlo, pues de otra manera pueden presentarse el caso de que los equipos de la subestación, tales como reguladores de voltaje, transformadores, etc., puedan sobrecargarse en la fase de mayor carga, no importa que la carga total trifásica sobre los alimentadores no sea excesiva.

8.2.3.2

Cambiando el calibre de los conductores

En los sistemas de distribución, cuando el crecimiento de la carga se presenta, los conductores se sobrecargan presentándose una baja regulación, además de un sobrecalentamiento excesivo de los mismos.

Un método de corrección, aunque

poco económico, es el cambiar los conductores existentes por otros de mayor calibre, que disminuyan las caídas de tensión y a la vez permitan aumentos futuros de la carga.

8.2.3.3

Cambiando secciones del alimentador de monofásico a polifásico

Aunque generalmente los alimentadores principales en los sistemas de distribución son trifásicos, muy a menudo las derivaciones o ramales laterales son monofásicos.

180

En éstos las caídas de voltaje son más altas, pues se componen de la caída del conductor de fase y la del retorno. El crecimiento de la carga en estos ramales afecta por consiguiente más estas caídas.

La solución para obviar este problema podría ser el cambiar a un conductor de mayor calibre; pero desde el punto de vista de una mejor repartición de la carga, aunque un poco más costoso, es a veces preferible efectuar el cambio de la red monofásica por un sistema trifásico, que reduce considerablemente las caídas de voltaje pudiéndose utilizar los mismos conductores o quizás de calibres menores que los existentes.

Las relaciones que se dan a continuación muestran las apreciables disminuciones en las caídas de voltaje que se pueden obtener, al utilizar sistemas polifásicos en lugar de los monofásicos existentes:

Caída de voltaje en sistema monofásico = 2 IZ

Caída porcentual =

2 IZ / E x 100

Caída de voltaje en sistema trifásico = IZ Caída porcentual =

IZ / E x 100

El voltaje E para las fórmulas anteriores es el voltaje de línea a neutro; la corriente I es la corriente de línea.

181

Si se considera la misma carga para ambos sistemas se tendrá que:

I1φ = 3I3φ

Se puede demostrar que al emplear un sistema trifásico, se obtiene una reducción de 5/6 en la caída de tensión con respecto al sistema monofásico.

En el caso de agregar solamente un conductor de la fase a un ramal monofásico para formar un sistema bifásico a tres hilos y dividir la carga igualmente entre las dos fases, la reducción en la caída de voltaje no se puede representar por una simple relación como en el caso de monofásica a trifásica, pues la cantidad en que se reduce la regulación de voltaje con respecto al circuito monofásico depende de cuáles sean las dos fases consideradas, el factor de potencia de la carga y la relación de la resistencia y la reactancia del circuito.

8.2.3.4

Elevando el nivel del voltaje primario

Es sabido que cuando se eleva el nivel de voltaje de un sistema, manteniendo la misma carga, la corriente de la línea del alimentador se reduce en forma inversa al cambio de voltaje y por consiguiente la regulación se reduce con el cuadrado del cambio de voltaje.

En general lo mismo que sucede con el cambio del calibre del conductor ocurre con la elevación del nivel del voltaje en los alimentadores primarios.

182

Entre los factores que pueden incidir en el cambio de nivel del voltaje se encuentran, entre otros, la localización de la subestación y el crecimiento de la carga.

8.3

EQUIPO PARA LA REGULACION AUTOMATICA DE VOLTAJE

En cuanto al equipo de regulación propiamente dicho se considera como más ampliamente usados los siguientes reguladores automáticos de voltaje para sistemas de distribución.

− Cambiadores de derivación bajo carga en los transformadores de la subestación y distribución − Capacitores concectables en paralelo y en serie

8.3.1

Mecanismos cambiadores de derivación bajo carga en los transformadores de subestación y distribución

El equipo cambiador de derivaciones bajo carga, empleado para la regulación del voltaje en los transformadores de distribución o en los transformadores de potencia, localizados en las subestaciones, mantienen un voltaje constante sobre los terminales secundarios (barras) o a lo largo de los alimentadores de acuerdo con las variaciones de la carga.

183

La operación básicamente consiste en cambiar la relación de transformación de los devanados para así mantener el voltaje deseado en los terminales secundarios del transformador. El cambio de derivaciones bajo carga o cambio en la relación de transformación, como su nombre lo indica, se realiza sin necesidad de abrir el circuito, por medio de un autotransformador con derivaciones en su punto medio.

El autotransformador debe ser diseñado para operar satisfactoriamente en tres posiciones: posición normal, posición intermedia y posición de puente.

Cuando el

autotransformador opera en su posición intermedia, toda la corriente de carga pasa a través de la mitad de él, excitándolo a su voltaje normal de operación.

Cuando el autotransformador está en su posición de puente, la corriente de carga se divide igualmente, fluyendo la mitad por cada parte del autotransformador; esta corriente

circulante,

está

limitada

esencialmente

por

la

impedancia

del

autotransformador preventivo y su factor de potencia es tan bajo que puede considerarse completamente inductivo.

Hay varios tipos y circuitos cambiadores de derivaciones, los cuales dependen de los valores de voltaje y kVA del circuito. Generalmente están construidos con rangos de regulación divididos en 8 - 16 y 32 pasos. El rango usual de operación es de ± 10% del voltaje ratado de línea, encontrándose también de ± 7.5% y ± 5%.

184

8.3.2

Capacitores en paralelo desconectables

Cuando se emplean capacitores en paralelo, si poseen equipos automáticos de desconexión, pueden ser considerados como reguladores automáticos de voltaje. Su mayor aplicación a los sistemas de distribución es el tipo de paso simple y están localizados sobre los alimentadores primarios, cerca a la carga. Por el contrario los bancos de paso múltiples se encuentran generalmente localizados en las subestaciones de distribución. La mayor parte de los bancos son trifásicos y están formados por unidades individuales ratadas a 25 - 50 ó 100 kvars.

Un cambio en el voltaje de un 2 ó 3% es común en la aplicación de capacitores en shunt. En los casos en que se realizan pocas operaciones ( de 2 a 5 ) se pueden llevar a cabo cambios hasta de un 5% en el voltaje.

Los capacitores producen dos beneficios principales sobre el voltaje: − En el caso de capacitores desconectables, pueden ser usados para suplementar o reemplazar reguladores de voltaje de alimentadores, reguladores de voltaje en barras de subestación o transformadores con mecanismo de derivación bajo carga. − Cuando se usan fijos, ellos pueden elevar el nivel del voltaje promedio del sistema, reduciendo el costo de la regulación. Los capacitores fijos no deben ser considerados como reguladores de voltaje ya que su acción directa consiste en oponerse a los cambios bruscos de tensión, pero puede considerarse que al elevar el voltaje al nivel de voltaje promedio equivale a reducir el gradiente de

185

voltaje a lo largo del alimentador.

Por consiguiente, si capacitores fijos son

correctamente aplicados puede considerarse que la relación entre el voltaje al final del alimentador y el voltaje en barras bajo condiciones de carga pesada, es muy cercano a la unidad.

8.3.3

Conexión de capacitores en paralelo

Los bancos de capacitores sobre los sistemas de distribución pueden ser conectados en unidades trifásicas, en delta o en estrella, con o sin neutro a tierra. La conexión preferida depende del tipo de sistema, la localización del banco e interferencias telefónicas que se pueden presentar y la capacidad de los fusibles empleados.

Los bancos en delta o en estrella, sin neutro a tierra, presentan el inconveniente de ofrecer la posibilidad de inversión del neutro o presenta condiciones de resonancia cuando una o dos fases entre el banco y la fuente se abren y entonces mantendrá algún voltaje sobre la fase abierta al quedar conectados los capacitores en serie, con lo cual puede dañarse el transformador o los equipos al lado de la carga.

186

9

DISEÑO DE REDES DE DISTRIBUCIÓN

En este capítulo se darán algunas pautas sobre el Diseño de Redes de Distribución tanto de Redes Primarias como de Redes Secundarias.

9.1

DISEÑO DE REDES DE DISTRIBUCION

Para el diseño de redes de distribución se deben tener en cuenta los siguientes criterios.

9.1.1

Levantamientos Topográficos

El levantamiento topográfico, generalmente se hace utilizando una lienza si las distancias son cortas y el terreno es benéfico, o utilizando tránsito o telémetro si las distancias son mayores o el terreno tiene características mucho más difíciles.

187

El levantamiento topográfico deberá ser lo más completo posible; indicándose hasta donde sea posible la mayor parte de los detalles que ayuden al diseñador a tener una mejor concepción del terreno y de las posibles dificultades que éste pueda ofrecer. Los levantamientos topográficos varían un poco según su objeto, esto dependiendo si es para la elaboración de un proyecto nuevo o para la rectificación de unas redes ya existentes. En los levantamientos nunca deben faltar los siguientes puntos: -

La localización exacta de vías (calles, carreteras, caminos, accesos, etc.)

-

La ubicación exacta de casas, edificios, fincas, etc.;

-

En el plano se debe indicar que casas tienen energía eléctrica y cuales no.

Cuando el levantamiento que se hace tiene por objeto una rectificación de una red ya existente, el plano deberá indicarlas de acuerdo a los símbolos que para tal objeto existen.

Las redes primarias se localizan indicando el calibre de los conductores, el tipo de cable (aluminio o cobre), la disposición y la clase de ramal (monofásico o trifásico).

Se deben mostrar también las características de las redes secundarias existentes, indicando claramente si éstas son de cobre o aluminio, los calibres y además si vienen aseguradas en postes o en las fachadas de las casas.

Se debe indicar claramente la cantidad de usuarios conectados.

188

Además si alguno de los ramales secundarios se alimenta desde un transformador ubicado fuera de la zona del levantamiento, deberá levantarse totalmente éste, mostrando como en el caso anterior, las acometidas que éste sirve. Es necesario indicar la capacidad y el número de acometidas que alimenta el transformador en mención.

Un proceso similar al anterior, se sigue para indicar la ubicación de las redes de iluminación. En éstas se debe mostrar la localización de las luminarias.

Deberán levantarse las canalizaciones primarias y/o secundarias que existan, indicando en lo posible, el calibre de los conductores, el número de ductos y sus diámetros.

A medida que se avanza en el levantamiento de las redes, se debe especificar claramente en qué estado se encuentra cada una de ellas, señalando si es necesario su reposición o no.

Cuando el levantamiento topográfico se elabora en una zona rural y no existe nomenclatura definida, se debe especificar las casas con los nombres de sus respectivos dueños.

Cuando el terreno no tiene una nomenclatura definida, en el plano topográfico, se deben indicar sitios de referencia como árboles grandes, rocas, ríos, puentes, etc.

189

Con el levantamiento terminado, se puede iniciar la elaboración del proyecto. El proyecto definitivo será el resultado de la aplicación correcta de las normas que existen para tal fin, además de los criterios que el operador de red tenga definido.

9.1.2

Proyecto de la red secundaria

El proyecto de la red secundaria se basa en el cálculo de los siguientes factores: regulación de voltaje, sección de los conductores, longitud de los ramales y la corriente de las cargas.

El voltaje en el punto de utilización debe estar entre 110 y 125 V. y para conseguirlo se requiere que el conjunto transformador de distribución y red secundaria tenga una regulación no mayor de 5.5%. De este porcentaje corresponde a la red propiamente un 3% y al transformador un 2.5%. La sección del conductor y la longitud de los ramales se pueden encontrar por métodos matemáticos aunque en muchos casos se encontrará que la norma indicará que conductor se debe utilizar.

La magnitud de las cargas no es posible fijarla con exactitud, pero hay métodos estadísticos que permiten calcularlas con pequeños márgenes de error.

190

9.1.3

Estimativa de las cargas

Las cargas de los sistemas secundarios se supone uniformemente distribuidas a lo largo del ramal, excepto en los casos especiales en los cuales se note una distribución muy irregular. Con esta consideración se simplifica notablemente el número de operaciones matemáticas y se llega a una solución práctica.

En el cálculo de redes secundarias, la carga es el primer factor que se debe estimar para proceder luego al cálculo de la sección de conductor.

Existen dos métodos para estimar la carga

9.1.3.1

Cálculo de la carga a partir de la potencia instalada

Uno de los métodos para estimar la carga que de ha de servir de base para efectuar los cálculos de longitud y sección de los conductores, es partir de la potencia instalada en cada establecimiento de consumo. Para ello se realiza un muestreo seleccionando sectores típicos y dentro de ellos residencias típicas para conocer sus cargas. El concepto de la carga instalada no podrá aplicarse directamente en los cálculos de sección del conductor por dos razones: La primera porque la carga instalada de un consumidor no estará actuando toda al mismo tiempo, y la segunda porque no todas las acometidas absorberán la máxima potencia en el mismo momento. Las anteriores consideraciones se refieren al factor de demanda de cada establecimiento y al factor de coincidencia entre ellas.

191

El factor de demanda que es la relación entre la demanda máxima y la carga conectada, tiene valores que oscilan entre 0,4 y 0,45 para residencias de alto consumo y 0,8 para las de bajo consumo. Mientras que en el caso de centros comerciales puede estar entre 0,5 y 0,9.

El factor de coincidencia se encuentra dentro de límites más amplios, 0,3 para gran número de consumidores y 0,9 para dos o tres consumidores. La demanda máxima de un grupo de abonados estará dada por: Dm = Ci x N x Fd x Fc Donde: Dm

= Demanda máxima o carga a servir en kW o kVA

Ci

= Carga instalada en KW o kVA.

N

= Número de residencias (Usuarios)

Fd

= Factor de Demanda (0,4 - 0,8).

Fc

= Factor de Coincidencia (0,5 - 0,9).

9.1.3.2

Cálculo de la carga a partir de la demanda diversificada

Se puede estimar la carga a partir de la demanda máxima diversificada por consumidor. En este caso se construye un gráfico en cuya abscisa se encuentra el número de consumidores y en la ordenada demanda máxima diversificada por consumidor (kVA máximo por instalación). Estas curvas se construyen para una región o ciudad, la cual se divide en sectores de acuerdo a su mayor o menor consumo de energía. Se pueden construir curvas para consumos altos, medios y

192

bajos y sus respectivas subdivisiones, por ejemplo se podría definir un sector de consumo medio-bajo en casos en los cuales se encuentren una zona de transición muy marcada entre los sectores medio y bajo. Los límites que demarcan cada sector dependen de las características urbanísticas, de las costumbres, del clima y de los ingresos económicos. Estos sectores son llamados frecuentemente estratos.

Para la construcción de la curva correspondiente a un sector determinado se selecciona una zona típica y en ellas se efectúan las medidas con un aparato registrador de demanda máxima, tal dispositivo se coloca durante una semana sobre un circuito secundario con el objeto de registrar la máxima demanda sobre el circuito (tiempos de registro inferiores a una semana son poco confiables para registrar la máxima demanda). Con el número de consumidores conectados al circuito del que se tomo la curva, se obtiene la demanda máxima diversificada por consumidor dividiendo la demanda máxima por el número de consumidores. De esta forma se obtiene un punto de la curva.

Encontrada la curva se puede utilizar para encontrar la carga en sectores similares de la siguiente forma: Con el número de residencias que se van a conectar a un ramal secundario se busca en la curva la demanda diversificada máxima por consumidor, este valor se multiplica por el número de residencias y el resultado será la carga en kVA a servir por el ramal secundario.

193

En el caso de Empresas Públicas de Medellín se tienen las curvas de demanda diversificada tabuladas de tal manera que el diseñador consulta directamente en la tabla el número de instalaciones y obtener los kVA máximos para cada uno de los estratos, estas tablas indican el transformador a utilizar y el porcentaje de carga con que queda dicho transformador.

Zona s de de m a nda 7.00 Estrato 6 6.00 Estrato 5 5.00

k V A/in s talación

Estrato 4

Estrato 3

4.00

Estrato 2 3.00

2.00

1.00

0.00 0

5

10

15

20

25

30

35

Núm e r o de us u ar ios

Figura 25. Curva de demanda diversificada

40

45

50

194

Tabla 10. Demanda diversificada DEMANDA DIVERSIFICADA NO. INST. ESTRATO 6 ESTRATO 5 ESTRATO 4 ESTRATO 3 ESTRATO 2 KVA MÁX / INSTALACIÓN 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36

6.3998 5.0500 4.5000 4.1000 3.8500 3.6500 3.4500 3.3000 3.2000 3.0998 3.0000 2.9000 2.8500 2.8000 2.7500 2.7000 2.6500 2.6200 2.6000 2.5699 2.5500 2.5200 2.4978 2.5000 2.4798 2.4698 2.4600 2.4498 2.4499 2.4500

5.9498 4.6500 4.1000 3.6998 3.4600 3.2800 3.1000 2.9500 2.8500 2.7499 2.6799 2.5800 2.5301 2.4801 2.4300 2.3900 2.3500 2.3400 2.3200 2.3000 2.2800 2.2800 2.2500 2.2500 2.2395 2.2350 2.2300 2.2299 2.2099 2.2100 2.2098 2.2099 2.2000 2.1999

5.4998 4.2500 3.7000 3.3000 3.0700 2.9000 2.7500 2.6000 2.5000 2.4000 2.3499 2.2500 2.1998 2.1498 2.1000 2.0700 2.0499 2.0500 2.0300 2.0300 2.0300 2.0300 2.0000 2.0000 2.0000 1.9999 2.0000 1.9998 1.9699 1.9700 1.9698 1.9598 1.9500 1.9500 1.9500 1.9500

5.0000 3.4999 3.0200 2.6798 2.4900 2.3500 2.2200 2.1200 2.0500 1.9800 1.9500 1.8900 1.8600 1.8300 1.8000 1.7798 1.7700 1.7700 1.7599 1.7599 1.7600 1.7500 1.7300 1.7300 1.7300 1.7200 1.7200 1.7200 1.7100 1.7100 1.7100 1.6999 1.6900 1.6899 1.6899 1.6900

4.5000 2.7499 2.3500 2.0700 1.9200 1.8000 1.6999 1.6500 1.6000 1.5700 1.5500 1.5300 1.5300 1.5200 1.5000 1.5000 1.5000 1.5000 1.5000 1.5000 1.5000 1.4700 1.4700 1.4700 1.4600 1.4500 1.4500 1.4500 1.4500 1.4500 1.4500 1.4400 1.4400 1.4400 1.4300 1.4300

195

DEMANDA DIVERSIFICADA NO. INST. ESTRATO 6 ESTRATO 5 ESTRATO 4 ESTRATO 3 ESTRATO 2 KVA MÁX / INSTALACIÓN 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53

1.9399 1.9299 1.9200

1.6800 1.6699 1.6700 1.6699 1.6699 1.6700 1.6699 1.6699 1.6700

1.4199 1.4199 1.4200 1.4199 1.4199 1.4200 1.4199 1.4199 1.4200 1.4199 1.4199 1.4216 1.4199 1.4199 1.4200 1.4200 1.4199

Por ejemplo se tienen 17 instalaciones para alimentar, en clase alta (Estrato 6) kVA / Instalación = 2,65 kVA kVA totales = 45,05 kVA El transformador más apropiado es de 50 kVA y queda cargado al 90.10% Cabe notar que estas curvas de demanda diversificada son utilizadas para realizar diseños en la ciudad de Medellín y el departamento de Antioquia, sin embargo estas curvas pueden cambiar en el transcurso del tiempo debido a los planes de penetración del gas y los planes de uso racional de la energía y a otros planes estratégicos que se presenten en la ciudad, no obstante, la metodología descrita

196

anteriormente se aplicará sin cambio a las nuevas curvas que para diseño entreguen los diferentes operadores de red.

9.1.4

Ubicación de los postes

El conjunto de conductores que transporta la energía eléctrica en una red aérea, se instala a cierta altura sobre el terreno. Los conductores están sostenidos por crucetas u otros tipos de soportes debidamente asilados de éstos. Los soportes a su vez van montados sobre postes, cuya misión primordial es mantener separados los conductores a una altura conveniente del terreno. Los postes se apoyan en el terreno por medio de cimientos. El vano horizontal es la distancia horizontal medida en metros entre dos apoyos (postes).

Aunque los postes pueden ser de cualquier material, siempre que cumplan las condiciones debidas de seguridad, en la práctica solamente se utilizan de madera, concreto y metálicos.

En instalaciones urbanas se utilizan apoyos de 12 y 14 metros para red primaria y de 8 y 9 metros para red secundaria

Los postes para ramales monofásicos rurales pueden ser de madera y su altura es de 7 metros para la secundaria y 10 metros para la primaria.

197

Con respecto a los vanos horizontales, pueden ser considerados óptimos los siguientes: Red secundaria:

Vanos urbanos: de 25 a 30 m. Vanos rurales: de 40 a 200 m.

Red primaria:

Vanos urbanos: de 50 a 60 m. Vanos rurales: de 300 a 400 m.

Los postes de madera deben evitarse donde haya nivel freático alto y donde frecuentemente se presenten descargas atmosféricas, pues un rayo puede incendiarlos.

En la práctica estos vanos varían debido a diversos factores como: servidumbres, obstáculos, ubicación del mismo poste, etc. Pero, debe tratarse en lo posible que el número de postes sea el mínimo o implementar postes especiales (como el poste tipo H) que hacen posible la obtención de un vano mayor, evitando además la unión entre los conductores pues se logra una mayor separación entre ellos.

De acuerdo con la disposición de las construcciones o lotes a alimentar, se escoge provisionalmente las posibles rutas de los ramales secundarios y primarios, marcando los puntos donde se colocará la postería, tratando siempre de llevar la línea por la vía pública para evitar servidumbres que posteriormente se traduzcan en inconvenientes para las empresas o para el dueño de la línea. El poste deberá ser instalado justamente en el punto límite entre dos construcciones o lotes

198

(medianerías), evitando así la futura obstaculización de garajes, salidas de viviendas, etc.

9.1.5

Ubicación de transformadores

La ubicación de los transformadores de distribución depende del buen criterio del diseñador. La única herramienta que éste tiene, además de su criterio, es el hecho de que el transformador debe ser centro de carga, esto con el objeto de que las acometidas se puedan desprender de él en forma radial, pudiendo alimentar un número determinado de instalaciones con una menor cantidad de cable; además la distancia entre el transformador de distribución y la instalación se hace menor, pudiéndose minimizar las pérdidas y la caída de tensión.

Es de anotar, que de cada transformador pueden derivarse 2 ó 3 ramales secundarios. Con 4 ó más ramales no se aconseja hacer la instalación, ya que al aumentar el número de empalmes, se presentan problemas térmicos en las uniones, los cuales favorecen la aparición de fallas y daños en la red.

Debe evitarse, en cuanto sea posible, programar líneas primarias y transformadores en sitios muy cercanos a muros y a construcciones para evitar posibles accidentes.

199

Figura 26 . Transformador como centro de carga

9.1.6

ACOMETIDAS

Es la parte del sistema eléctrico de distribución que une líneas de distribución con media o baja tensión de las empresas de energía, hasta los equipos de transformación o los bornes de entrada del medidor de los distintos usuario. Las acometidas de baja tensión pueden ser aéreas o subterráneas. (NTC 2050 Tabla 220-32)

9.1.6.1

Acometidas en media tensión

Es una derivación del circuito primario que se utiliza para alimentar un centro de transformación. En este caso, las líneas primarias se llevan hasta el transformador a través de un pórtico con transformadores de medida y equipos de protección. A partir del transformador (subestación) se toman circuitos secundarios que finalmente abastecen de energía a los equipos eléctricos.

9.1.7

Acometidas aéreas en baja tensión

Estas acometidas se toman directamente de la línea secundaria de un transformador monofásico cuando de trata de una zona residencial o de un transformador trifásico

200

cuando se trata de una carga de gran densidad como por ejemplo una pequeña industria o un establecimiento comercial en el cual se necesite energía trifásica.

COLILLA Línea Secundaria ACOMETIDA A

Medidor Usuario

Poste

Figura 27. Acometida aérea

La colilla es el empalme realizado entre los conductores de la acometida y la trenza de la red secundaria.

Este empalme se hace mediante conectadores de

compresión.

9.1.8

Acometidas subterráneas en baja tensión

Estas acometidas se toman de una caja de distribución y se llevan mediante conductores subterráneos hasta el medidor o equipo de control del usuario. Estas acometidas pueden provenir de redes aéreas o subterráneas.

En este tipo de acometidas debe tenerse especial cuidado con el aislamiento de los empalmes, protección contra la humedad, cortaduras, etc.

201

9.1.9

Pautas generales para acometidas aéreas y subterráneas

− Las acometidas aéreas no podrán tener una longitud mayor de 20 metros. (Ver Norma RA4-020/1 EEPPM). − Las acometidas subterráneas no podrán tener una longitud mayor de 35 metros. (Ver Norma RS1-034 EEPPM). − No se deben conectar más de 6 acometidas a partir de una caja de distribución o de una colilla en un mismo poste. − Las acometidas aéreas que crucen calzadas tendrán la altura apropiada para que no sean arrastradas por vehículos o representen algún riesgo para los transeúntes. − Las acometidas subterráneas por ser más costosas, se proyectarán en casos especiales en donde la estética y el tipo de construcción así lo exija. − Las acometidas subterráneas se derivarán en conductores de cobre, por tubería desde las cajas de distribución hasta los contadores. − Cuando la acometida es subterránea la bajante en el poste se hace en conductores de cobre. El cruce de la calzada, también de cobre, se construye una tubería PVC tipo DB de ∅ 3”, entre las dos cajas de distribución correspondientes (Ver Norma RS1-036 EEPPM).

202

9.1.10 Bajantes El calibre mínimo para bajantes será el No. 4 Cu. AWG, se podrá instalar al interior del poste cuando éste sea de concreto y se encuentre libre en su interior y para calibres de un diámetro igual o inferior a dos conductores No. 1/0 Cu AWG más un conductor No.2 Cu AWG. De lo contrario se deberán adecuar en tubería metálica galvanizada en diámetro de ∅ 3” para calibres de diámetro superior. (Ver Norma RA8-006 EEPPM) El tubo metálico se instalará con boquilla cuando exista caja de distribución en la base del poste, de los contrario, se instalará con capacete.

9.1.10.1 Cálculo de bajantes en los postes. El cálculo de la corriente para los bajantes en los postes se realiza a partir de la siguiente fórmula: I = ( P / V ) x 1.25 P:

Es la potencia calculada de la tabla de diversidad según el número de instalaciones conectadas y de los diferentes niveles de consumo.

V:

Es la tensión normal de funcionamiento o voltaje de operación entre fases

V = 240 voltios para sistemas monofásicos. V = 208 voltios para sistemas trifásicos. I:

Corriente.

1,25 Es el factor de seguridad para dimensionar los conductores.

203

Por ejemplo: Cálculo de la corriente para un bajante ubicado en estrato 4 que alimenta dos instalaciones se tendrá la siguiente información: kVA / Instalación = 4,25 (De la tabla de demanda diversificada RA8-009) Para dos instalaciones la potencia P = 8500 VA I = ( P / V ) x 1.25 I = ( 8500 VA / 240 V ) x 1.25 I = 44,27 A

El conductor apropiado para este bajante es un Cobre calibre No. 8 AWG, con aislamiento tipo THW

que tiene una capacidad de conducción de 45 Amperios

(RA8-003). Sin embargo el calibre mínimo a utilizarse en un bajante es Cobre calibre No. 4 AWG, con aislamiento tipo THW y el neutro como mínimo deberá ser Cu No.6 THW

9.1.11 Cuadro de cargas. El cuadro de cargas presenta la información de cargabilidad de los transformadores involucrados en el proyecto indicando el estrato socioeconómico de la zona de trabajo.

Adicionalmente debe incluir la siguiente información de las instalaciones y del transformador en su estado actual y futuro: − Número de identificación del transformador. − Capacidad del transformador.

204

− Número de instalaciones existentes y proyectadas. − kVA por instalación. − kVA total. − % De carga. − % De regulación. − % Pérdidas de energía. − % Pérdidas de potencia. El cuadro de cargas debe ser similar a éste:

ESTRATO 2 TRAFO

NO.

KVA /

KVA

%

N.

1121

9.2

75

% PERD

%

KVA

% PERD ENER INSTA

INST

TOTAL

CARGA

REGULACIÓN

49

1.42

69.58

92.77

2.42

TOT

1.51

2.0

CÁLCULOS DE REGULACIÓN

Generalmente, en el diseño de una red secundaria se tiene como criterios para la elección del conductor el porcentaje de caída de voltaje en el conductor desde el transformador hasta el sitio donde el usuario es alimentado y la capacidad de transporte de corriente del conductor.

205

El porcentaje de caída de voltaje en el conductor, es muy importante que se mantenga dentro de los límites permitidos para poder ofrecer al usuario un servicio de buena calidad.

Una mala regulación puede ser causa de una iluminación deficiente, que las estufas u otros equipos no funcionen a su máxima capacidad.

Para el diseño de redes de distribución secundaria, se puede hacer una selección preliminar de los conductores con base en las gráficas de caída de voltaje que existen, y luego efectuar una comprobación del diseño, calculando la corriente que va a pasar por los conductores escogidos inicialmente y chequeando si éstos soportan la corriente calculada inicialmente.

También

debe

calcularse

la

caída

en

el

transformador

de

distribución

correspondiente al ramal que se está diseñando, re - calculando si es necesario de forma que su caída de tensión no se pase del valor que estipulan las normas.

La regulación de voltaje es la diferencia de voltaje entre el emisor y el receptor con respecto al voltaje en el receptor. %R =

VE - VR VR

x 100

En vista de que el voltaje en un punto normalmente puede variar entre 110 y 125 voltios, se hace necesario establecer un voltaje básico, para relacionar las caídas de

206

voltaje en las distintas partes del sistema de distribución. En nuestro sistema se ha adoptado 120 voltios como voltaje base y una caída del 3% equivale a una caída de 3,6 Voltios.

Tabla 11 . Regulación en los componentes del sistema COMPONENTE DEL SISTEMA

% DE REG. MAX. , CON RESPECTO A 120 V.

EQUIVALENCIA EN V.

5

6

2.5

3

3

3.6

0.83

1

Alimentador primario desde el primer transformador hasta el último. Transformador de distribución. Secundario hasta la última acometida. Acometida. * El Voltaje base es 120 Voltios

9.2.1

Cálculo de la caída de tensión en transformadores de distribución

A continuación se explicará la forma cómo se determina la caída de voltaje en los transformadores, tanto monofásicos como trifásicos.

Los voltajes nominales

secundarios más utilizados son: Monofásicos de 120 V o de 120 V / 240 V Trifásicos de 120 V / 240 V o de 120 V / 208 V

De acuerdo a la norma NTC 1340, la caída máxima de tensión entre el transformador (inclusive) y el sitio donde el usuario conecta su acometida será de 5,5 %.

207

Para determinar las caídas de tensión se deben tener en cuenta los siguientes aspectos: − Todas las cargas monofásicas, trifilares están balanceadas (En condiciones normales, no hay corrientes por el neutro) − Todas las cargas trifásicas están balanceadas.

El transformador trifásico se utiliza en los sectores residencial, comercial e industrial que requieren cargas trifásicas o que por razones de equilibrio de fases y concentración de cargas, hacen de éste el mejor sistema.

En general, para determinar el porcentaje de caída de voltaje en el transformador, se procede de la siguiente forma: Sabiendo el número de instalaciones y el tipo de zona que se alimenta, ya sea de los gráficos que dan la demanda diversificada o de las tablas que dan también la misma información, se obtiene la demanda máxima diversificada por instalación (RA8-009 EEPPM).

Multiplicando este valor por el número de instalaciones se obtienen la carga máxima a que estará sometido el transformador. por la capacidad del transformador.

Conocida la carga máxima se divide ésta El resultado multiplicado por 100 dará el

porcentaje de carga del transformador así: % Carga =

Carga máxima del TRF x 100% Capacidad del TRF

208

Con el porcentaje de carga del TRF se averigua la caída en éste aplicando ya sea las tablas o los gráficos existentes al respecto.

Tabla 12. Porcentaje de caída de voltaje en transformadores monofásicos o en transformadores 3φ equilibrados

% CARGA

70 75 80 85 90 95 100 105 110 115 120 125 130 135 140 145 150 155 160

POTENCIA DEL TRANSFORMADOR EN kVA * 25 37.5 50 75 CAÍDA DE VOLTAJE EN %

1.67 1.78 1.90 2.02 2.14 2.26 2.38 2.50 2.62 2.74 2.86 2.98 3.10 3.21 3.33 3.45 3.57 3.69 3.81

1.58 1.69 1.80 1.91 2.03 2.14 2.25 2.36 2.48 2.59 2.7 2.81 2.93 3.04 3.15 3.26 3.38 3.49 3.60

1.57 1.68 1.79 1.90 2.02 2.13 2.24 2.35 2.46 2.58 2.69 2.80 2.91 3.02 3.14 3.25 3.36 3.47 3.58

* El voltaje primario en estos transformadores es 7,62 kV y 13,2 kV

1.69 1.81 1.93 2.05 2.17 2.29 2.41 2.53 2.65 2.77 2.82 3.01 3.13 3.25 3.38 3.50 3.62 3.74 3.86

209

Tabla 13 . Porcentaje de caída de voltaje en transformadores que alimentan carga monofásica en bancos delta abierta

% carga

70 75 80 85 90 95 100 105 110 115 120 125 130 135 140 145 150 155 160

POTENCIA DEL TRANSFORMADOR EN kVA 25 37,5 - 50 75 CAÍDA DE VOLTAJE EN %

1.79 1.91 2.04 2.17 2.30 2.42 2.55 2.68 2.81 2.93 3.06 3.19 3.31 3.44 3.57 3.70 3.80 3.95 4.08

1.68 1.80 1.92 2.04 2.16 2.28 2.40 2.52 2.64 2.76 2.88 3.00 3.12 3.24 3.36 3.48 3.00 3.72 3.84

1.89 2.02 2.16 2.29 2.43 2.56 2.70 2.84 2.97 3.11 3.24 3.38 3.51 3.64 3.78 3.92 4.05 4.18 4.32

* Voltaje primario 7,62 kV y 13,2 kV según normas NEMA - ASA.

La Tabla 12 se usa para determinar el porcentaje de caída de voltaje en transformadores monofásicos (120 V a 120 V / 240 V) y transformadores 3φ equilibrados.

La Tabla 13 se usa para el cálculo de porcentaje de caída de voltaje en la carga monofásica de Bancos conectados en Delta Abierta.

210

Conociendo la carga total en kVA se divide ésta por la capacidad nominal en kVA del transformador y se obtiene el porcentaje de carga, con este porcentaje en la primera columna, se desplaza horizontalmente hasta encontrar la columna correspondiente a la capacidad del transformador y se lee el porcentaje de caída.

Ejemplo. Para un transformador monofásico de 50 kVA se tienen los siguientes datos, hallar el % de regulación: Potencia nominal = 50 kVA Carga del transformador = 67,5 kW Factor de potencia de la carga = 0,9 Carga del transformador en kVA = 67,5 kW / 0,9 % Carga = 100 x ( 67,5 kW / 0,9 ) / 50 kVA = 150 % % Caída de Voltaje (50 kVA – 150%) = 3,36 %

El % de regulación es mayor que 2,5% por lo tanto se debe tomar un transformador mayor (75 kVA) y verificar su caída de tensión. % Caída de Voltaje (75 kVA – 100%) = 2,41 %

Ejemplo. Para un transformador de 37,5 kVA Monofásico con una carga del 86%. Cuál es su % de regulación? Se tiene que para un transformador de 37,5 kVA cargado al 85 % su porcentaje de regulación es 1,91 % y para el mismo transformador de 37,5 kVA cargado al 90 % su porcentaje de regulación es 2,03 % con una simple interpolación se puede obtener el porcentaje de regulación para una carga del 86 %.

211

 %RegSuperior − %RegInferior M=  %Carga Superior − %Carga Inferior 

   

M = ( 2,03 – 1,91 ) / ( 90 – 85 ) = 0,024 %Reg buscado = 0,024 x ( 86 – 90 ) + 2,03 %Reg

buscado

= 1,934 % .

Para un transformador monofásico de 37,5 kVA cargado

al 86 %

9.2.2

Cálculo de regulación en redes de distribución secundaria

Generalmente, los cálculos de regulación de distribución secundaria, se pueden hacer con base en gráficos existentes para tal efecto. Estos gráficos se pueden utilizar de 2 formas: − Conociendo el calibre del conductor y los kVA x metro se puede hallar la caída de voltaje. − Conociendo los kVA x metro y el porcentaje de regulación (caída de voltaje) se puede encontrar el calibre más apropiado para el conductor.

Para el diseño de redes de distribución secundaria se utiliza cualquiera de estos dos conceptos.

Cabe aclarar que se parte del hecho de que las cargas monofásicas trifilares están balanceadas así como las cargas trifásicas y es de anotar que los gráficos de caída de voltaje en las líneas secundarias, se han diseñado para todos los sistemas

212

secundarios existentes. Se ha tenido en cuenta para ello la resistencia y el factor de potencia.

Los resultados dan una aproximación muy razonable para las condiciones generales de nuestro sistema. Las curvas se aplican tanto para los conductores de cobre como de aluminio. Los gráficos descritos anteriormente se pueden encontrar en la norma RA8-007 .Gráfico caída de voltaje en líneas secundarías (Separadas) y en la norma RA8-008 Gráfico caída de voltaje en líneas secundarías (Trenzadas o cable)

9.2.2.1

Cálculos de regulación en líneas trenzadas

Generalmente la red secundaria trenzada (Triplex o Cuádruplex de aluminio) se soporta en postes, de los cuales se derivan las acometidas.

Para efectos de

facilidad de construcción y mejor operación del sistema, no es conveniente sacar más de seis acometidas o instalaciones de un poste.

Con un ejemplo se ilustrará el cálculo de los kVA x metro para un ramal típico:

213

5

2

2

4 e

b a

c

2

d f

3

g

2

Figura 28 . Ramal típico línea trenzada

Longitud de los diferentes tramos: ab = 10 metros, bc = 30 metros, cd = 25 metros, de = 11 metros, ef = 22 metros, fg = 28 metros

La figura muestra claramente las características del ramal, el número de instalaciones que salen de cada poste y las distancias entre ellos. El procedimiento es el siguiente:

Desde el punto más lejano al transformador (poste "a"), se multiplica el número de instalaciones de éste por la distancia en metros al poste más cercano, del cual se alimentan otros medidores (poste "b") 2 instalaciones x 10 metros.

214

Las 5 instalaciones del poste "b" se suman a las anteriores, acumulando entonces 7; este número se multiplica por la distancia al poste siguiente del cual se derivan instalaciones ( poste "c" ), así: 7 instalaciones x 30 metros. Este producto se suma con el anterior obteniéndose: 2 instalaciones x 10 metros + 7 instalaciones x 30 metros.

En el poste "c" habrá 9 instalaciones acumuladas que se han de multiplicar por la distancia al poste "d", así: 9 instalaciones x 25 metros Simultáneamente se van acumulando los productos: 2 inst. x 10 m + 7 inst. x 30 m + 9 inst. x 25 m Al final se obtiene: 2 inst. x 10 m + 7 inst. x 30 m + 9 inst. x 25 m + 13 inst. x 11 m + 15 inst. x 22 m + 18 inst. x 28 m. Instalaciones x metro = 1432 Inst. x metro

Cabe notar que en el mismo poste del transformador se derivan dos acometidas, como regla general estas no se tienen en cuenta en el cálculo de la caída de voltaje debido a que para efectos de regulación estas acometidas se consideran con distancia cero del transformador y en la práctica la caída de tensión de las acometidas derivadas directamente del poste del transformador es totalmente despreciable.

215

Ahora supongamos que las 18 instalaciones se encuentran en un estrato socio económico bajo (estrato 2). A partir de la curva de diversidad de carga RA8-009 se tiene que 18 instalaciones en estrato 2 poseen 1,50 kVA / Inst Al realizar el producto de los kVA por instalación multiplicado por Instalación x metros se obtiene kVA x metro: 1432 Inst. x metro x 1,50 kVA / Inst. = 2148 kVA x metro

En general para líneas trenzadas, se averiguan los kVA - metro del ramal de la forma anterior.

Otro dato del cual el diseñador dispone es el tipo de ramal, es decir si es un ramal bifilar a 120 Voltios, o trifilar a 120 V / 240 V, o si es un ramal trifásico en estrella a 120 V / 208 V, o un ramal trifásico en delta a 120 V / 240 V.

Para el ejemplo supongamos que el ramal exige una caída de voltaje máxima del 3%. Para los diferentes sistemas de distribución secundaria los calibres escogidos serían los siguientes: − 3φ Estrella 120 V / 208 V. Con conductor número 2 de Cu (1/0 Al) se logra una caída de voltaje del 2.8 % la que está por debajo de la exigida; por lo tanto puede elegirse éste. − 3φ Delta 120 V / 240 V. Con el conductor número 2 de Cu (1/0 Al) se obtiene una caída de voltaje del 2.1 % que está por debajo de la exigida, por lo cual este conductor es tenido en cuenta.

216

− 1φ, Bifilar 120 V. De los datos que aparecen en las tablas se observa que al escoger un conductor número 4/0 Cu la caída será del 7% la cual no sirve.

Aunque en el gráfico no

aparece se puede estimar que un conductor de un calibre siguiente podrá dar una regulación adecuada. − Trifilar 120 V / 240 V. Conductor adecuado: Número 1/0 de Cu con una caída de aproximadamente del 3%.

Cabe notar que se debe verificar siempre que el conductor pueda transportar la corriente del circuito analizado.

9.2.2.2

Cálculos de regulación en líneas secundarias separadas

Estas líneas van normalmente aseguradas en las fachadas, derivándose las acometidas frente a cada contador. Por este motivo éstas quedan distribuidas a lo largo de cada ramal.

El procedimiento para calcular la caída de voltaje es el siguiente:

Se suponen concentradas las acometidas o instalaciones en el punto medio de la longitud del ramal.

217

Se multiplica el número de aquéllas por dicha longitud y por el factor obtenido de la tabla de demanda diversificada (RA8-009).

20 Instalaciones en total

45 metros

Figura 29. Ramal típico línea separada

Suponiendo que la zona es de clase alta (Estrato 6) se obtiene: 20 inst. x (45 / 2 ) metros x 2,57 KVA / Inst. = 1156,5 kVA - metro

A partir del gráfico de caída de voltaje en líneas secundarías separadas (RA8-007) se pueden obtener los calibres de los conductores tal como se mostró en el ejemplo anterior.

9.2.2.3

Regulación en redes de alumbrado público.

El método para el cálculo de regulación para el alumbrado público es similar al cálculo de regulación en líneas secundarias trenzadas.

218

La demanda para luminarias de: − Mercurio de 125 W. 120 Voltios tiene un valor de 0,22 kVA. − Sodio de 250 W. 220 Voltios tiene un valor de 0,30 kVA. − Sodio de 400 W. 220 Voltios tiene un valor de 0,50 kVA. − Sodio de 70 W. 220 Voltios tiene un valor de 0,088 kVA.

Estos son los kVA de arranque de las luminarias y con éstos valores se efectúa el cálculo de regulación utilizando la misma metodología explicada para el cálculo de regulación en redes secundarias trenzadas.

Es importante tener en cuenta el consumo de las lámparas cuando el control de estas se realiza mediante un comando en grupo, pero si el control se hace individual (con fotoceldas) se puede despreciar el efecto de las lámparas en los cálculos de regulación del transformador.

9.2.3

Cálculos de corriente en la red secundaria

Como se dijo en un comienzo, después de haber calculado el calibre para usar en la red por el criterio de las caídas de voltaje en la red, habrá que comprobar si el calibre escogido tenía la suficiente capacidad transportadora de corriente.

219

La capacidad de transportar corriente por un conductor depende de muchos aspectos tales como, si el conductor es de cobre o aluminio, si es cubierto o desnudo o si va por tubería o es aéreo. Para efectos prácticos estos datos se pueden verificar en tablas, en el caso de EEPPM estos datos se consignan en las normas RA8-003 y RA8-004

Se puede observar que el conductor desnudo permite mayor paso de corriente que uno aislado del mismo calibre, ya que le es más fácil evacuar el calor provocado por el paso de la corriente (mayor transferencia térmica). La capa aislante del conductor forrado, imposibilita hasta cierto punto, la evacuación del calor generado por la circulación de corriente en el conductor.

Esta diferencia se presenta igualmente entre conductores que trabajan a la intemperie y aquéllos que operan encerrados en ductos o canalizaciones.

La cantidad de corriente que circula por un conductor depende de la potencia transmitida y del voltaje de la transmisión. Como en líneas secundarias residenciales se considera el F.P = 1, se tiene:

P = V x I x F.P. = V x I V

= Voltaje de operación

I

=

Entonces

Corriente I= P / V

220

Se debe considerar un factor de seguridad de 1,25 para el cálculo de la corriente (según la norma NTC 2050) I = ( P / V ) x 1,25

Para las líneas secundarias monofásicas residenciales, el voltaje de operación es 240 V y la potencia consumida se obtiene de acuerdo al número de instalaciones derivadas del ramal, y a la demanda diversificada correspondiente.

Si la línea secundaria es 3φ, entonces: P = √3 V x I Cos φ Cos φ = F.P. I = P / (√3 V Cos φ ) P = Potencia total V = Voltaje de línea I

=

Corriente de línea

Con el factor de seguridad se obtiene: I = ( P / (√3 V Cos φ ) ) x 1,25

Ejemplo.

Qué calibre de conductor de cobre debe utilizarse para alimentar 15

residencias en zona de demanda media (Estrato 3)?

221

Voltaje de la red secundaria = 240 V 15 inst. x 1,80 kVA / Inst. = 27 kVA I = ( 27 kVA / 240 V ) x 1,25 = 140,6 A

De la tabla (RA8-003) puede observarse lo siguiente: Un conductor de cobre aislado (THW) Número 1/0 soporta 150 A, si está en ducto. Un conductor de cobre aislado (THW) Número 2 soporta 170 A, si esta instalado al aire.

Este parámetro de diseño

que

debe

ser consecuente

con

la relación

Beneficio / Costo presente en cualquier decisión, de tal manera que el diseño sea viable tanto económica como técnicamente.

9.3

DISEÑO DE REDES DE DISTRIBUCION PRIMARIAS

El diseño de redes primarias, es similar al de los circuitos secundarios. La selección del conductor más apropiado para utilizar en el circuito está limitado tanto por la caída de voltaje en el circuito, como por la capacidad portadora de corriente de los conductores.

A continuación se verán los pasos que se deben seguir en el diseño de circuitos primarios:

222

9.3.1

Selección de voltaje

Se hace con base en las condiciones económicas existentes, pero sin perder la vista, la regulación, la longitud y la carga.

Aparte de éstos, hay dos factores muy

importantes que son las normas de la empresa de energía y el mantenimiento.

9.3.2

Selección del conductor

Depende de la carga, de la regulación de voltaje, del tipo de aislamiento que se va a utilizar, de la capacidad del conductor para resistir condiciones de corto-circuito y de la temperatura ambiente.

9.3.3

Selección de la disposición de los conductores en la transmisión.

Es importante porque, dependiendo de la disposición física de los conductores en el apoyo, dependerá también la reactancia de la línea y por consiguiente la regulación.

En general las empresas de energía tienen normalizadas tanto el voltaje de los alimentadores primarios, como la disposición de los conductores. Por lo tanto en el diseño de circuitos primarios, estos dos parámetros del diseño eléctrico se asumen conocidos.

223

Básicamente el diseño eléctrico se limita a comprobar que el circuito diseñado no quede con una regulación por debajo de lo que estipulan las normas, o que el conductor quede sobrecargado.

Generalmente en líneas cortas los conductores tienen problemas por sobrecarga. En líneas largas la selección del conductor está limitada por el porcentaje de caída del voltaje en el ramal.

En la ciudad de Medellín el operador de red (EEPPM) tiene normalizados los tamaños de los conductores a emplear en circuitos primarios así: Alimentador primario principal:

Calibre número 266,8 MCM

y 4/0 AWG.

Dependiendo de la capacidad que debe tener cada uno de los ramales, pueden escogerse calibre 1/0 ó calibre número 2 de ACSR. De todas formas deben hacerse los cálculos de regulación para la línea.

Si de estos cálculos resulta un conductor menor que los normalizados, simplemente se coloca el calibre dado por las normas y el ramal quedará sobre - diseñado pudiendo aceptar sin peligros posteriores incrementos de carga.

Si los cálculos de regulación dan como resultado un conductor con calibre superior al establecido por las normas, entonces se debe proceder a descargar el ramal hasta que quede con una capacidad tal que el calibre de ajuste a las normas.

224

Básicamente hay dos métodos: un método gráfico y un método matemático, aunque estrictamente las gráficas no son más que la representación en papel de la fórmula matemática para una diversidad de situaciones.

9.3.4

Cálculos de regulación por el método matemático

Básicamente a un par de conductores que transportan una corriente eléctrica, tienen asociado una resistencia y una reactancia por conductor.

R

Vs

R

J XL

J XL

V

Figura 30. Equivalente de un par de conductores

Vs : Voltaje de la fuente

(voltaje de fase)

VR : Voltaje en el receptor R : Resistencia total del circuito X : Reactancia total del circuito

Si se considera φ el ángulo del factor de potencia en la carga, el diagrama fasorial para la línea será :

225

VS

∆V

VR

Figura 31. Diagrama fasorial de una línea.

∆V = VS - VR Si el ángulo entre VS

y

VR es muy pequeño se puede aceptar que la caída de

tensión es aproximadamente: ∆V = I ( R cos φ + X sen φ ) Por norma general esta expresión se manipula para darla en función de la potencia aparente (kVA) y la tensión en kV así: (Se multiplica y se divide por Vs para obtener kVA en el numerador) ∆V = I ( R cos φ + X sen φ ) x (VS / VS ) Para expresarla en porcentaje se divide por el voltaje base VS (Se divide por VS En el denominador queda entonces Vs2) %∆V = 100 x I x VS x ( R cos φ + X sen φ ) / VS 2 En función de kVA y kV la expresión queda así:

% ∆V =

kVA × (R Cos φ + X sen φ 2 10 × (kV )

) (% )

226

Esta expresión es la que generalmente se utiliza. Sin embargo R y X se expresan en función de la longitud, ya sea en Ω / milla u

Ω / km.

Por lo tanto la anterior expresión se multiplica por un factor M conocido como: longitud equivalente del alimentador.

% ∆V =

kVA × (R Cos φ + X sen φ 2 10 × (kV )

) × M (% )

El factor M se entiende como la distancia a la cual se podría localizar toda la carga del alimentador como una sola carga discreta, produciendo el mismo efecto desde el punto de vista de la caída de voltaje, que provoca la distribución original de las cargas.

A continuación se muestran los diferentes valores de M según la distribución de carga.

-

Carga puntual o concentrada al final del alimentador L VS

VR

M =L

227

-

Carga uniformemente distribuida. Están igualmente espaciadas y tienen igual carga L VS

-

VR

M= L/2

Carga con tasa de crecimiento (kVA / Unidad de longitud) L VS

VR

M = (2/3) L

− Carga dispersa (caso general) − L3

Ln

L2 L1 VS

VR KVA 1

KVA 3 KVA 2

n

M=

∑ (L

i

i =1

× kVA i ) (Suma de los momentos eléctricos de cada carga)

n

∑ kVA i =1

KVA n

i

228

9.3.4.1

Cálculo de resistencia y la reactancia

La resistencia de un conductor depende de la longitud (L), de la sección transversal (A) del mismo y de la resistividad específica del material (ϕ). R=(ϕxL)/ A

La reactancia a su vez depende de la longitud del conductor (L), de la sección transversal y de la separación entre las líneas. Cabe anotar que existe asociado un efecto capacitivo en la línea, sin embargo este efecto se desprecia debido a que las redes de distribución son relativamente cortas.

X = XL = X1 + X2 La reactancia de la línea se divide en dos componentes: X1: Reactancia interna del conductor que incluye el área descrita por un radio de un pie de longitud a partir del centro del conductor. (0,3048 metros) X2 : Reactancia debida al efecto de otros conductores, esta reactancia depende directamente de la distancia equivalente entre conductores (Deq)

La resistencia R y la reactancia X1 se pueden hallar directamente en tablas entregadas por los fabricantes, pero la reactancia X2 depende de la distancia equivalente que existe entre los conductores de la línea, a continuación se muestra la expresión para calcular X2 y las Distancias equivalentes según la disposición física de los conductores.

229

X2 = 3,28 × [0,0528 × log(Deq × 39,37) − 0,057] con : Deq (metros) X2 (Ω / km)

− Sistema Monofásico (Fase – Neutro) d

Deq = d

A

B

− Sistema Trifásico alineado (Asimétrico) a

b

A

Deq = 3 a × b × (a + b )

B

C

− Sistema Trifásico en Delta (Asimétrico) C b

Deq = 3 a × b × c

c

A

9.3.5

a

B

Cálculos de regulación por el método gráfico

Al igual que en las redes de distribución secundaria, en el diseño de la distribución primaria, también existen gráficos que muestran directamente los porcentajes de

230

caída de voltaje en la red. Dichos gráficos consideran ya los efectos inductivos que se pueden presentar en la red.

Los gráficos pueden utilizarse de dos formas: − Conocidas las características del conductor, longitud, potencia a transportar y voltaje de la línea, se puede encontrar el porcentaje de caída de voltaje. − Conocida la longitud, la potencia a transportar, el voltaje de la línea y la máxima caída de voltaje permisible, averiguar de dichas tablas el conductor más apropiado.

Un ejemplo de la utilización del gráfico aparece al final de éste mismo capitulo y la gráfica se puede encontrar en las normas de cada operador de red.

El procedimiento de lectura es el siguiente:

9.3.5.1

Para cargas trifásicas

Para la utilización de los gráficos en cargas trifásicas se asume que éstas son balanceadas y se procede así:

Si el conductor es de cobre, se usan las curvas de la parte inferior izquierda (para conductores ACSR se usan las curvas de la parte superior izquierda ). Se selecciona el calibre y se sigue la curva hasta que encuentre la línea horizontal correspondiente al factor de potencia en el lugar donde se encuentra la carga, desde

231

este punto siga verticalmente hacia arriba (o hacia abajo si el conductor es ACSR) hasta interceptar la línea que indica la carga en kilovatios (kW). Desde este punto, continué horizontalmente hacia la derecha, hasta encontrar la línea que indica la distancia de la línea en kilómetros y luego baje verticalmente y lea el porcentaje de caída de voltaje.

9.3.5.2

Cargas monofásicas

Multiplique la carga dada por tres y siga el procedimiento indicado para cargas trifásicas.

Como se anotó anteriormente, el gráfico también puede usarse para determinar los calibres necesarios en una línea si se conoce el porcentaje de caída de voltaje permitido.

Como puede apreciarse, de todas formas debe averiguarse la distancia equivalente de la línea, (por los métodos indicados anteriormente) y la longitud de la línea de la misma forma que se indicó cuando se explicó el método matemático.

Hay curvas que permiten encontrar la caída de tensión para diversos voltajes y para diversas disposiciones físicas de la línea analizada. Estas curvas se encuentran en la literatura especializada

232

9.3.6

Cálculo de la corriente

Hasta ahora se han descrito la metodología para realizar el cálculo de la regulación de voltaje, en este punto se mostrará como se realiza el cálculo de la corriente en los sistemas de distribución primaria.

La potencia en un circuito trifásico esta dada por la siguiente expresión: S = 3 × VLL × I La persona encargada del diseño puede multiplicar la corriente obtenida por un factor de seguridad, aunque este factor no se especifica en norma alguna; para efectos prácticos se utiliza 1,25. La expresión para obtener la corriente será la siguiente (sin Factor): I=

S 3 × VLL

Donde: S : Potencia aparente (kVA) VLL : Tensión línea – línea (kV) I : Corriente de fase (por el conductor) en amperios

9.3.7

Ejemplos de calculo para redes de distribución primaria

Realizar los cálculos de regulación de voltaje y corriente para el siguiente alimentador primario: Datos: Conductor: ACSR

233

Longitud del alimentador: 3 km Carga concentrada: 1500 kVA VLL : 13,2 kV

F.P.: 0,90

Disposición física: 0,7 m

0,7 m

Para resolver este ejemplo se necesita partir de un conductor específico, con la potencia y la tensión se puede obtener el calibre de conductor y verificar si es el adecuado, así: I = 1500 kVA / ( √ 3 x 13,2 kV ) = 65,61 A Consultando en tablas* de conductores ACSR se encuentra que el conductor puede ser ACSR Calibre No 6 Para este conductor se tiene que; R = 2,214 Ω/km y X1 = 0,420 Ω/km *Tabla A-3 Análisis de sistemas de potencia. William D. Stevenson,Jr. McGraw-Hill. México. 1996 Con la disposición física se calcula la Deq. Deq = (0,7 x 0,7 x 1,40)(1/3) = 0,882 metros X2 = 3,28 × [0,0528 × log(Deq × 39,37) − 0,057] X2 = 0,0798 Ω/km La reactancia total es XL = X1 + X2 XL = 0,420 Ω/km + 0,08 Ω/km = 0,5 Ω/km

234

Para realizar el cálculo de la regulación necesitamos conocer el factor M (longitud equivalente), como la carga esta concentrada debemos utilizar M = L = 3 km . L VS

VR

% ∆V =

% ∆V =

kVA × (R Cos φ + X sen φ 2 10 × (kV )

M =L

) × M (% )

1500 kVA × (2,214 Ω/km x 0,90 + 0,5 Ω/km x 0,436) × 3 km (% ) 2 10 × (13,2 kV )

%∆V = 5,71 %

Este conductor no cumple con la regulación mínima del 5% por lo tanto se debe tomar un conductor de mayor calibre y verificar de nuevo la corriente y la regulación. Con un ACSR No 4 se obtiene lo siguiente: Capacidad de corriente 140 A (RA8-003) R = 1,394 Ω/km X1 = 0,413 Ω/km X2 = 0,080 Ω/km XL = 0,493 Ω/km %∆V = 3,8 %

235

El conductor cumple con la regulación de voltaje y la capacidad transportadora de corriente.

Ejemplo: Obtener el conductor adecuado para el siguiente alimentador primario verificando los cálculos de regulación de voltaje y corriente: Datos: Conductor: ACSR Longitud del alimentador: 5 km Carga distribuida VLL : 13,2 kV

F.P.: 0,90

Disposición física: 0,79

0,79

La distribución de las cargas es la siguiente: S/E

0,8 km 0,7 km

1 km

200 kVA

1,2 km

0,3 km

200 kVA 300 kVA

500 kVA

n

M=

∑ (L

i

i =1

× kVA i ) =

n

∑ kVA i =1

i

1 km

400 kVA 600 kVA

0,8x200 + 1,5x500 + 2,5x200 + 3,7x300 + 4,0x400 + 5,0x600 2200

236

M = 3236 km KVA totales = 2200 kVA

I = 2200 kVA / ( √ 3 x 13,2 kV ) = 96,22 A

El conductor puede ser ACSR Calibre No 4 Para este conductor se tiene que: R = 1,394 Ω/km y X1 = 0,413 Ω/km

Con la disposición física se calcula la Deq. Deq = (0,79 x 0,79 x 1,58)(1/3) = 0,9953 metros

X2 = 3,28 × [0,0528 × log(Deq × 39,37) − 0,057] X2 = 0,089 Ω/km La reactancia total es XL = X1 + X2 XL = 0,4130 Ω/km + 0,089 Ω/km = 0,502 Ω/km

% ∆V =

kVA × (R Cos φ + X sen φ 2 10 × (kV )

) × M (% )

%∆V = 5,787 % Este conductor no cumple, se toma entonces el conductor inmediatamente superior.

Con un ACSR No 2 se obtiene lo siguiente:

237

Capacidad de corriente 180 A (RA8-003) R = 0,876 Ω/km X1 = 0,410 Ω/km X2 = 0,089 Ω/km XL = 0,499 Ω/km %∆V = 4,09 % El conductor cumple con la regulación de voltaje y la capacidad transportadora de corriente.

Ejemplo: Utilizar el gráfico de caída de voltaje en líneas primarias de 13,2 kV para obtener la regulación del siguiente circuito trifásico. Datos: VLL = 13,2 kV Deq = 3,5 ft = 1,0668 m Conductor No 4/ 0 ACSR Carga = 3000 kW F.P.= 0,90 Longitud = 2 millas = 3,21869 km Siguiendo los pasos descritos anteriormente en el título de Cálculos de regulación por el método gráfico se obtiene lo siguiente:

238

El conductor es 4/0, nos ubicamos en la parte superior del gráfico y bajamos por la curva del conductor hasta interceptar el factor de potencia de 0,90, desde este punto bajamos hasta llegar a la curva de 3000 kW, desde ese punto y hacia la derecha llegamos hasta el punto que indica 3,2 km e inmediatamente bajamos hasta encontrar el % de regulación. El resultado obtenido es: % Regulación = 2,7 %

2 ,7 %

Figura 32 . Gráfica caída de voltaje en red primaria

239

10 MATERIALES ELÉCTRICOS PARA REDES DE DISTRIBUCIÓN

10.1 MATERIALES PARA LA RED AÉREA

Los materiales que se emplean en la construcción de una red de distribución pueden dividirse en dos grandes grupos: - Primarios - Secundarios

A continuación, se hará una breve descripción de cada uno de los materiales o elementos componentes de la red de distribución detallando su función dentro de la misma.

240

10.1.1 Materiales primarios 10.1.1.1 Postes Los postes se emplean para sostener las líneas primarias y darles la altura suficiente para que las personas o los objetos no puedan accidentalmente hacer contacto con ellas.

Generalmente se emplean postes de 12 y 14 metros de altura, de concreto reforzado, con varillas de hierro, en reemplazo de los de concreto pretensionado con alambre de hierro.

En comparación con los postes pretensionados, los postes de concreto reforzados ofrecen las siguientes ventajas: mayor resistencia a la tensión, mayor resistencia a la torsión, mayor resistencia al impacto. Tienen las siguientes desventajas: mayor costo y mayor peso.

Los postes de concreto reforzado en relación con los postes de madera (utilizados en redes rurales y en zonas urbanas de difícil acceso) tienen las siguientes ventajas: mayor resistencia a la tensión, mayor resistencia a la torsión, mayor resistencia al impacto, mayor esbeltez, menor flexibilidad y mayor duración. Tiene las siguientes desventajas: mayor peso y mayor costo.

Siempre que las líneas primarias se construyen por vía pública o en sitios a donde fácilmente puedan llevarse poste de concreto, siempre se emplearán éstos. En caso

241

contrario se emplearán preferiblemente torrecillas, rieles, o en último caso postes de madera tratada.

10.1.1.2

Crucetas

Las crucetas se emplean para apoyar en ellas, mediante los accesorios adecuados, las líneas primarias. Generalmente para líneas primarias, de 44.000, 13.200, 7.620 y 6.600 V se emplean crucetas en varias dimensiones pero únicamente de dos clases de materiales: madera de comino o ángulo de hierro galvanizado.

Para líneas de

44.000 V. Se emplean crucetas de ángulo de hierro galvanizado de 4" x 4" x 3/8" x 94" y de 3" x 3" x 94".

Para líneas trifásicas a 13.200 volts. se emplean crucetas metálicas de 3 1/2" x 4 1/2" x 96". Para circuitos dobles a 13.200 voltios se emplean crucetas en ángulo de hierro galvanizado de 4" x 4" x 3/8" x 140" y de 3" x 3" x 3/8" x 140".

En casos especiales pueden emplearse crucetas diferentes a las mencionadas.

10.1.1.3 Espigas Las espigas se usan para instalar en ellas los aisladores primarios y mediante las mismas poderlos asegurar en las crucetas y los postes. Las espigas son de hierro galvanizado y la rosca que se introduce dentro de los aisladores es de plomo, con el

242

fin de que los cambios de temperatura y los esfuerzos mecánicos sean absorbidos por el plomo y no por la porcelana de los aisladores, para que éstos no se revienten.

Las espigas son de varias dimensiones, según que se vayan a instalar en una cruceta metálica o de madera de comino o directamente en los postes de concreto.

Así por ejemplo: para líneas monofásicas, 7.620 V. el aislador para la línea viva se apoya en las llamadas espigas de barra de 10"; los aisladores para 13.200 V; cuando se emplean crucetas de madera de comino se soportan en las espigas de hierro galvanizado de 5/8" x 6" x 5.3/4", y en cambio cuando se emplean crucetas de metal se soportan en espigas de hierro galvanizado de 5/8" x 6" x 1 1/2".

10.1.1.4 Aisladores Como su nombre lo indica estos accesorios fabricados de una porcelana especial, sirven para que el voltaje al que están sometidas las líneas primarias no pase a los accesorios metálicos o no aislantes y en esta forma las líneas primarias ofrezcan la seguridad necesaria.

Hay tres tipos de aisladores que se emplean para las líneas primarias. Aisladores de soporte o " copas " o también llamados aisladores tipo Pin, en los que las líneas primarias van soportadas únicamente y aseguradas a los aisladores por medio de amarras o remaches; los aisladores de suspensión " platos ", en los que las líneas primarias se templan y se aseguran por medio de los terminales adecuados.

243

Los aisladores " strain " para vientos, sirven para aislar la parte accesible de los vientos contra una posible caída o contactos con las líneas primarias.

Del primer tipo de aisladores, llamados " copas ", se usan 3 clases: la copa para 44.000 V, que es la mayor en tamaño y resiste 80.000 V. cuando está húmeda. La copa para 13.200 V que es de tamaño intermedio y resiste 40.000 V

cuando ésta

húmeda y por último la copa de 6.600 V que es la misma usada para el neutro, que es la menor en tamaño y resiste 25.000 V también cuando está húmeda.

Aisladores de suspensión o platos van en la misma tensión y se especifican por su diámetro, los hay de 6", de 10", de 12" etc. y lógicamente a mayor diámetro mayor voltaje. Para las líneas de 44.000 V se emplean 5 platos de 6" ó 3 platos de 10", que son equivalentes.

Para líneas de 13.200 V se usan 2 platos de 6" ó uno de

10", que también son equivalentes. Por último en líneas de 6.600 V se emplea un solo plato de 6", con el neutro no requiere aislador de suspensión o plato, cada plato de 6" resiste 30.000 V cuando está húmedo.

10.1.1.5 Conductores Los conductores sirven para conducir la corriente eléctrica que el voltaje o diferencia de tensión hace circular por ellos; en las líneas primarias aéreas se emplean conductores desnudos, aislados y cubiertos, ya que por la altura a que están colocados, es probable el contacto con los árboles u otros elementos cercanos a las

244

redes. Sólo en los puntos de apoyo se soportan por medio de aisladores. Entre los metales que económicamente pueden emplearse para la conducción de energía existen dos de uso universal: el cobre y el aluminio. Generalmente en las líneas primarias se utiliza solamente el aluminio por ser menos costoso y más liviano que el cobre, aunque el trabajo con aluminio es mucho más delicado que con el cobre.

Para conducir una determinada corriente, el conductor de aluminio debe ser de mayor calibre que el de cobre, ya que la capacidad de conducción o conductividad del aluminio es menor que la del cobre. En las líneas primarias se emplean cables de hilos a fin de que el conductor sea más flexible y se maneje más fácilmente.

Se emplean diferentes calibres: número 266,8 MCM, 4/0, 1/0, 2 y 4 AWG, para las líneas primarias trifásicas y el calibre 1/0, 2

y

4 AWG para líneas primarias

monofásicas. (Según Norma RA8-003 de EE.PP.M)

10.1.1.6 Cajas primarias Las cajas primarias son los medios de desconexión y de protección más empleados tanto en líneas primarias aéreas como en transformadores y esencialmente constan de un soporte aislante y un tubo móvil llamado " Chopo " o " Cañuela ", en donde se coloca el fusible y que es la parte de la caja primaria que conecta o desconecta.

245

Existen cajas primarias para distintos voltajes y corrientes, pero generalmente se usa un solo tipo, de 15.000 V. y sirven para fusibles hasta de 100 A, y su capacidad de interrupción de corrientes de cortocircuito es hasta de 20.000 A , sin que se dañe.

10.1.1.7 Fusibles Los fusibles primarios, lo mismo que los fusibles secundarios empleados en las instalaciones de las residencias, están hechos de un material adecuado que tiene la propiedad de quemarse o fundirse cuando la temperatura producida por la corriente sobrepasa sus límites.

Los fusibles se consiguen en todas las capacidades

necesarias y se emplean de 1 hasta 200 A, según las líneas o aparatos que se deseen proteger. (Según norma RA8-005 de EE.PP.M)

10.1.1.8 Pararrayos Los pararrayos consisten de un soporte de porcelana aislante, en cuyo interior contiene un elemento especial que cuando está conectado al voltaje nominal no permite el paso de la corriente; pero cuando el voltaje producido por descargas atmosféricas o maniobras en la red aumenta sensiblemente, entonces permite recortar la sobretensión y en esta forma protege los aparatos que estén conectados cerca a ellos, por ejemplo los transformadores, cables aislados, reguladores, bancos de capacitores, interruptores y cuchillas. ( según IEC 99)

246

Los pararrayos, lo mismo que las cajas primarias sólo se usan en las líneas vivas y nunca en neutro. El montaje de este equipo se puede observar en las normas RA2-006 y RA3-006 de EE.PP.M.

Los pararrayos pueden ser de tipo convencional o de óxido de zinc, así mismo hay pararrayos para distribución y para subestaciones.

10.1.1.9 Descarga a tierra Las descargas a tierra consisten en una varilla de un material muy buen conductor que generalmente es de cobre macizo o de acero con una cubierta de cobre cuyo diámetro 5/8" por . A éste se conecta un alambre de cobre por medio de una grapa especificada para tal fin, a esta descarga a tierra se conecta también el pararrayos, el neutro primario, el neutro secundario y el tarro del transformador, a fin de que todo lo mencionado anteriormente quede rígidamente puesto a tierra y garantice un normal funcionamiento.

10.1.1.10 Grapas terminales Se utilizan para sostener los conductores en los postes de templa y van asegurados a los platos. Los terminales son de una aleación de aluminio tipo recto, ya que son los más livianos y los más fáciles de instalar. Existen muchos tipos diferentes, pero éste parece ser el más adecuado. Como se mencionó estas grapas terminales pueden ser de tipo recta o tipo pistola.

247

10.1.1.11 Conectores Los conectores se usan para unir los conductores en los postes de templa, para conectar las diferentes derivaciones y para conectar los transformadores. En las líneas primarias se emplean diferentes tipos de conectores:

los conectores de

tornillo partido que sirven para conectar aluminio con cobre, cobre con cobre o aluminio con aluminio. Los conectores tipo C, y los conectores transversales que se usan para conectar y desconectar transformadores o las derivaciones sin necesidad de suspender la corriente, también reciben el nombre de conectores para líneas vivas;

esto no quiere decir que los conectores estén aislados, sino que

mediante varas aisladas especiales, luego de disponer de los guantes aislantes, también especiales, podrá hacer conexión o desconexión sin suspender el servicio. Por último, los conectores de comprensión o tipo H, para aplicar con prensa y que se consiguen tanto de aluminio como de cobre o del tipo universal.

10.1.1.12 Herrajes Galvanizados Se denominan herrajes galvanizados todos los accesorios de hierro galvanizado que se emplean para asegurar las líneas y los platos a los postes, tales como: las tirantas angulares, los tornillos, los espaciadores, las abrazaderas, las arandelas, los brazos, los pieamigos, las ues, los anillos, los espigos etc.

Estos accesorios, así como las

crucetas metálicas se emplean de hierro galvanizado con el fin de que duren más tiempo, pues el galvanizado las protege de la corrosión.

248

Los materiales anteriormente descritos se especifican en las normas RA7-001 y siguientes de EE.PP.M. bajo el título de “Materiales Normalizados”.

Observar el Anexo D.

10.1.2 Materiales Secundarios 10.1.2.1 Postes Para los postes secundarios es válido lo dicho para los postes primarios, es decir que éstos se emplean para sostener las líneas aéreas y darles la altura suficiente para que las personas o los objetos no puedan accidentalmente hacer contacto con ellas.

Generalmente se usan postes de 8 y 9 m de altura, de concreto reforzado con varillas de hierro, en reemplazo de los de concreto pretensionado con alambre de hierro. En redes rurales se utilizan los postes de madera.

Siempre que las líneas secundarias se construyen por vía pública deberán utilizarse postes de concreto de 9 m de altura, ya que éstos mismos son los empleados para las líneas telefónicas y para el alumbrado público.

En casos especiales se

emplearán postes de concreto reforzado de 7 m de altura y en último caso postes de madera tratada, pero sólo en aquellos lugares a donde no sea posible llevar los

249

postes de concreto por las dificultades de acceso y en aquellos sitios donde su instalación es provisional.

10.1.2.2 Perchas y brazos secundarios Las perchas se emplean para apoyar en ellas mediante los accesorios adecuados las líneas secundarias.

Estas se emplean cuando las líneas secundarias van

aseguradas en postes y por consiguiente su disposición es vertical.

También se emplean cuando las líneas secundarias van aseguradas en marquesinas, fachadas, o lozas de concreto, también en los parámetros de las construcciones.

Se emplean brazos, siempre de hierro galvanizado, para uno, dos, tres, cuatro y cinco aisladores, según número de conductores de que consten las líneas secundarias.

10.1.2.3 Brazos Triángulos Como las perchas, los brazos triángulos se usan para apoyar en ellos las líneas secundarias, cuando éstos van apoyadas en las construcciones.

Siempre se emplean brazos triángulos de hierro galvanizado de 1 x 1/2" x 1/4"

En

aquellos puntos en donde se terminan las líneas secundarias se emplean para dar

250

resistencia a los brazos triángulos, a los pieamigos de hierro galvanizado de 1.1/4" x 1/4".

10.1.2.4 Aisladores secundarios Tal como se dijo para los aisladores primarios, estos accesorios fabricados de una porcelana especial, sirven para que el voltaje al que están sometidas las líneas secundarias no pase a los accesorios metálicos o no aislantes y de esta forma las líneas secundarias ofrezcan toda la seguridad necesaria.

Hay dos clases de

aisladores que se emplean en las líneas secundarias, según que se soporten en brazos secundarios o en brazos triángulos.

En el primer caso se usan los aisladores tipo carrete y en el segundo los aisladores de losa número 5. Ya que generalmente se utilizan conductores aislados, en las líneas secundarias, sean de cobre o de aluminio, los valores aislantes de estos aisladores no necesitan ser muy elevados.

10.1.2.5 Conductores Los conductores sirven para conducir la corriente eléctrica que el voltaje o diferencia de tensión hace circular para ellos; para las líneas secundarias aéreas o subterráneas se emplean conductores siempre aislados, bien sea en termoplástico como en el caso de los conductores de cobre tipo TW, o en Neoprene o Polietileno,

251

como en el caso de los conductores cuádruplex y tríplex de aluminio. (Observar el cápitulo de conductores eléctricos y el anexo B)

Entre los metales que económicamente pueden emplearse para la conducción de energía existen dos de uso universal: el cobre y el aluminio. Las líneas secundarias utilizan ambos tipos de conductores.

Los cables y alambres de cobre se utilizan en aquellas zonas en donde las líneas secundarias pueden asegurarse a los parámetros de las construcciones y en donde las redes deben ir canalizadas. Se emplean conductores de cobre número 6 tipo alambre, o sea un solo hilo; para los números 4, 2,1/0, 2/0, 4/0, 350 MCM

y

500 MCM , se utiliza el tipo cable o sea de varios hilos.

El cable de aluminio tipo cuádruplex, es decir, compuesto por 3 conductores de aluminio aislado y un conductor de aluminio desnudo y que al mismo tiempo sirve como mensajero, es el empleado en redes secundarias aéreas construidas sobre postes de madera o de concreto. Las derivaciones o acometidas, de tipo aéreo, de este cable, se hacen directamente desde los postes en aquellas urbanizaciones y zonas donde las especificaciones de construcción así lo determinan. (NTC 2050 Tabla 220-32).

Las derivaciones para las urbanizaciones con acometidas

subterráneas se hacen con bajantes por dentro de los postes de concreto o por bajantes en tubería metálica galvanizada a cajas secundarias bajo los andenes para la conexión de acometidas y cruces subterráneos para alimentar las construcciones

252

sobre el costado opuesto de la vía; cuando las redes son canalizadas o subterráneas siempre se construyen en cables de cobre.

La razón por la cual se utiliza el cable cuádruplex de aluminio para las redes aéreas estriba en que éstas resultan más económicas y tienen mayor resistencia a los esfuerzos mecánicos.

Algunos factores importantes a tener en cuenta para poder obtener un excelente desempeño del cable son: - No exceder la capacidad nominal del cuádruplex. Debido al bajo punto de fusión del aluminio y al trenzado del cable, los excesos de carga producen a menudo roturas que traen como consecuencia la necesidad de reponer tramos completos. - Los empalmes de las " barras " de los transformadores y derivaciones en cobre deberán realizarse por intermedio de conectores de tipo universal, cobre-aluminio, teniendo un especial esmero en la limpieza del punto y demás tratamientos necesarios que requieren este tipo de conexión; son frecuentes los deterioros sufridos en el cuádruplex por falta de precaución en este sentido. - Se recomienda que las acometidas residenciales aéreas, sean tomadas de unas "puntas" o colillas de cobre de 0,40 m de longitud aproximadamente, ya previamente unidas al cuádruplex con los conectores apropiados.

253

10.1.2.6 Conectores Los conectores en las líneas secundarias se emplean para conectar los diferentes ramales y las derivaciones, generalmente se emplea el conector de prensa, que sirve hasta para calibre número 1/0 y son para uso universal,, es decir, sirve para conectar aluminio con aluminio, cobre con cobre o aluminio con cobre, poseen mayor área de contacto entre los conductores que se empalma, la conexión es más permanente debido a que los conectores de tornillo se aflojan con el tiempo y generan puntos calientes (Puntos de falla).

Así mismo el hecho de presentar mayor área de

contacto, implica menor número de espacios vacíos entre los hilos de los conductores y por lo tanto, menor corrosión.

Se consiguen de aluminio, cobre y de aleaciones que permitan el empalme de conductores de cobre con conductores de aluminio. Además, los hay resistentes a la tensión para el caso de empalmes en medio de un vano de la línea secundaria.

Los conectores pueden ser de prensa o tipo H, de tornillo partido, tipo PG o conector tipo C.

10.1.2.7

Amortiguadores de vibración

Actualmente se conoce con el nombre de vibración eólica, a la vibración provocada por fuerzas perpendiculares a la dirección del viento, originadas por la formación de remolinos producidos por el flujo alrededor del conductor.

254

Tales fuerzas, no obstante siendo de pequeña magnitud, provocan efectos dinámicos nocivos en la línea, especialmente a las zonas próximas a los soportes, donde se produce en general, roturas por fatiga. Es evidente que para prevenir tales fallas, es necesario disminuir dentro de los límites tolerables, las amplitudes de vibraciones y de los esfuerzos dinámicos. Esto se consigue aumentando el amortiguamiento del sistema así: − Reduciendo la tensión mecánica del conductor, disminuyendo su amortiguamiento interno, aunque es antieconómico puesto que aumenta la flecha. − Dotando la línea con absorbedores de energía (amortiguadores), que es más económica que la anterior.

10.2 REDES SUBTERRANEAS. SISTEMA TIPO PARRILLA

El sistema tipo parrilla es un sistema de red utilizado para obtener máxima continuidad y óptima regulación, del voltaje en el servicio de energía.

Se ubica en aquellas áreas de la ciudad, como lo es el centro, donde se tiene gran densidad de carga. el sistema parrilla se encuentra alimentado por el sistema de alimentadores primarios: -

Parrilla occidental: Alimentada por seis circuitos de la subestación Central.

-

Parrilla oriental: Alimentada por seis circuitos de la subestación San Diego.

-

Cargas mayores que alimenta los edificios con carga superior a los 150 kVA. (lo alimentan 9 circuitos)

255

10.2.1 Componentes -

Cable primario: Con características físicas y eléctricas especiales para trabajos a 15 kV.

-

Terminales: Adecuaciones especiales que se le hacen al cable instalado para controlar el campo eléctrico y ser instalados correctamente a los seccionadores.

-

Empalmes: Unión de dos o más conductores para permitir la continuidad de corriente; pueden ser rectos o derivados.

-

Codos:

Elemento

que

permiten

hacer

una

conexión

correcta

a

los

transformadores, además permite hacer otro tipo de acoples. -

Transformadores: Equipos utilizados para reducir el voltaje 13.200 V de los alimentadores primarios subterráneos a voltaje de utilización de malla secundaria 120 / 208 V.

-

Moles: Elementos que permiten tomar del barraje secundario del transformador el voltaje de consumo para usuario.

-

Cable secundario:

Conductores de cobre aislados para 600 Voltios

interconectados a los fusibles limitadores “Cangrejos” conformando la malla secundaria. -

Fusibles limitadores de corriente (cangrejo): Elementos utilizados para conectar la red secundaria y protegerla.

256

10.2.2 Operación del sistema. Cuando se conecten los circuitos primarios de parrilla a la carga, debe hacerse simultáneamente. Puede hacerse la reconexión simultánea abriendo y cerrando el interruptor de 110 kV., manteniendo cerrados los interruptores individuales de parrilla.

Equipo de operación. -

Suiche del transformador:

Equipo incorporado al transformador al que se

conectan los alimentadores primarios, tiene tres posiciones: Cerrado, abierto y tierra. -

Suiche múltiple: Equipo que permite conectar dos o más circuitos de diferente subestación

(R2 y R15 para transferencia), de ramales o acometidas de

edificios, tiene dos posiciones: abierto o cerrado. -

Empalmes semipermanentes: Componentes que permiten desconectarse. Todas las operaciones de desconexión, se hacen sin tensión.

-

Regleta

múltiple operable

con

o sin tensión:

Componente que permite

conectar dos o más circuitos y aislar en el momento requerido el circuito o circuitos que se vayan a trabajar. -

Conector empalme tipo codo operable con o sin tensión: Componentes que instalados en los cables alimentadores, permiten la conexión de éstos a los transformadores, regletas, empalmes, semipermanentes etc.

257

10.2.3 Protecciones − Protector secundario:

Equipo incorporado al transformador que permite el

suministro continuo de servicio, tiene tres posiciones: cerrado, automático o abierto. Opera automáticamente al abrirse cualquier alimentador primario. − Pararrayos: Equipo de protección instalado a las líneas en regletas y suiches, para la protección de sobretensiones y cortocircuito.

10.2.4 Instalación del sistema. − Para la instalación se utilizan canalizaciones compuestas por: Ductos, cámaras, cajas de distribución. − Para cables primarios se utilizan conductos de diferentes materiales y un diámetro de seis pulgadas. Para las líneas secundarias se utilizan conductos de un diámetro de cuatro pulgadas; pueden ser condulines u otros. − Para la instalación de equipos y elementos tales como: empalmes, regletas, transformadores, etc. Se utilizan cámaras con espacio suficiente que permitan operar o hacer el mantenimiento de los mismos. − Para la conexión de los usuarios al sistema se utilizan las cajas de distribución ubicadas estratégicamente. − Red Aérea: En casos especiales, como contacto de líneas aéreas con árboles o acercamiento a parámetros, se procede al cambio del cable aéreo desnudo ACSR, por cable aislado para 15 KV.

258

10.2.5 Equipos especiales. − Calibrador de relés: Con este instrumento se calibran los relés de los protectores secundarios, para

que operen automáticamente cuando se presente una

sobretensión o cortocircuito. − Equipo de tratamiento de aceite: Con este equipo se recupera el aceite que ha sido contaminado por humedad. − Megger : Con este instrumento se verifica el estado del aislamiento del cable primario, después de su instalación y antes de entrar en servicio. − Equipo chequeador de cables: Además de permitir la verificación del estado de los aislamientos de los cables, permite localizar las fallas de los mismos. − Malacate: Equipo con el que se hacen los halados de cable. − Trailers: Equipos de transporte del cable.

11 PROTECCION Y EQUIPOS DE MANIOBRA EN LAS REDES DE DISTRIBUCION

El sistema de distribución debe proporcionar un servicio eléctrico de calidad. Para cumplir este objetivo es necesario que los ingenieros encargados del diseño del sistema anticipen gran variedad de situaciones que pueden interferir en un momento dado, con el buen funcionamiento del sistema de distribución eléctrica.

Las

condiciones anormales predominantes en un sistema de distribución son: − Fallas de línea. − Sobrecargas. − Falla de equipos.

Las fallas en la línea pueden ser causadas por fuertes vientos los cuales empujan los conductores de las fases entre sí, o por golpes o choques contra la postería de la red. El diseñador deberá conocer los tipos de fallas que pueden existir en la red a diseñar, y la naturaleza de éstas.

260

Conociendo estas fallas, se puede diseñar el sistema, minimizando los efectos dañinos de dichas fallas.

11.1 TIPOS DE FALLAS

El tipo de falla que puede ocurrir depende básicamente del sistema de distribución. Así, en sistemas 3 las fallas más comunes son: − Una línea a tierra − Dos líneas a tierra − Falla entre dos líneas − Falla trifásica. En sistemas monofásicos, las fallas son: − Línea a tierra La falla de una línea a tierra ocurre cuando un conductor cae a tierra o hace contacto con algún punto neutro de la instalación o la estructura. − Fallas línea a línea Se producen cuando los conductores de dos o tres fases se cortocircuitan. − Doble falla a tierra Ocurre cuando dos conductores caen a tierra y se cortocircuitan a través de ella, o cuando el contacto lo hacen a través del neutro de la instalación o a través de la estructura.

261

En sistemas de distribución las protecciones básicas son: − Sobrecorriente − Sobretensión

11.2 PROTECCION DE SOBRECORRIENTE

La condición de sobrecorriente se presenta en sistema cuando el flujo de corriente excede la intensidad nominal de cualquier componente del sistema, este flujo de corriente permanece en el tiempo hasta que la falla sea aclarada.

Los aparatos más utilizados en nuestro medio, para efectuar la protección de sobrecorriente son los fusibles y los llamados recierres.

11.2.1 Fusibles Son dispositivos que abren un circuito eléctrico cuando la corriente que circula por éste es excesiva.

La mayoría de las redes de distribución pueden transmitir grandes corrientes de falla a sus componentes; si éstos no pueden soportar las corrientes de falla, podrían ser fácilmente dañados o llegar incluso a su destrucción física.

262

La misión de los fusibles, en una red eléctrica, es proteger las componentes de la misma contra el calentamiento excesivo producido por sobre-intensidades.

La

magnitud de las sobre-intensidades puede variar entre límites muy amplios, desde la mínima corriente que produce la fusión del fusible, hasta la máxima corriente propia del cortocircuito de la red.

La aplicación de los fusibles en los circuitos de distribución requiere el empleo de corto-circuitos o cajas primarias, las cuales vienen normalizadas para 15 kV y 38 kV a 100 amperios y operan satisfactoriamente con cualquier tipo de fusible hasta 100 amperios.

La caja primaria está equipada con contactos enchapados en plata o en un metal conductor que posea características similares, lo cual permite una alta conductividad. Estos contactos están contenidos en una horquilla de acero inoxidable, la cual está adaptada para permitir una unión fuerte entre la parte fija y el tubo portafusible.

El

portafusible está compuesto por un tubo de fibra de vidrio que se sujeta en su parte inferior al aislador por medio de una abrazadera y un mecanismo que permite su libre movimiento cuando ocurre una falla; en la parte superior se encuentra el contacto con un casquete, o una tapa colocado en su extremo sólidamente enroscado.

263

Figura 33. Caja primaria

11.2.1.1 Tipos de fusibles Existen diferentes tipos de hilos fusibles: tipo H, Tipo K, tipo T, etc., cada uno de ellos caracterizado por un tiempo mínimo de fusión y por la potencia de desconexión que puede soportar.

Como ilustración, el hilo fusible K para 15 kV y 38

kV que cumple las

especificaciones dadas por las normas NEMA, ANSI, para protección de transformadores, soporta normalmente el 100% de su corriente nominal, sin que la temperatura en sus bordes sufra un aumento superior a 30°C, incluso puede soportar un 150% de su corriente nominal sin daño alguno.

La escogencia del fusible adecuado depende del campo donde éste va a operar. Cada serie (H,T o K) provee el mismo rango de coordinación entre fusibles

264

adyacentes, pero la mezcla de fusibles de ambas series limita el rango de coordinación. Una curva típica de un fusible se muestra en la siguiente figura.

Figura 34. Curvas características de algunos fusibles

11.2.1.2

Fusibles rápidos y lentos

La EEI - NEMA divide los fusibles en dos tipos, rápidos y lentos, designados por las letras K y T respectivamente.

Los fusibles tipo K y tipo T, de las mismas especificaciones nominales, tienen características de fusión parecidas, pero diferente curva T vs I como se observa en las siguientes figuras.

265

Figura 35. Fusible Tipo T

266

Figura 36. Fusible Tipo K

Para requerimientos especiales, tales como fusibles necesarios en el primario de pequeños transformadores, se han fabricado fusibles por debajo de 6 Amperios (tipo H); se fabrican fusibles para 1, 2, 3, 5, 8 Amperios; estos son diseñados para proteger contra sobrecorrientes y para evitar operación del fusible principal durante efectos transitorios en el circuito. El fusible tipo H es más rápido que el fusible tipo K, con esto se logra coordinar la protección del transformador.

267

11.2.1.3 Selección del fusible Para la selección se deben tener en cuenta los siguientes puntos: -

La capacidad de interrupción de la corriente debe ser tal, que el fusible interrumpa sin riegos, la corriente de falla más elevada en el punto de la instalación.

-

Las características de limitación de corriente deben ser tales que restrinjan la corriente de paso libre en las fallas, reduciéndose así al mínimo la posibilidad de averías en los componentes del circuito.

-

El período de retraso en las corrientes de sobrecarga debe ser tal que el fusible no se queme innecesariamente a causa de sobrecargas pasajeras, pero si debe proteger contra sobrecargas peligrosas.

La aplicación correcta de los fusibles requiere un conocimiento de las características del sistema y del equipo que va a ser protegido.

Para fusibles que van a ser

localizados en la línea, deben considerarse los siguientes factores: -

La corriente de cortocircuito del transformador fuente o de la subestación.

-

Corriente normal y de sobrecarga del circuito

-

Corrientes transitorias del circuito, tales como corrientes de magnetización de transformadores, corrientes de arranque de motores, etc.

-

Características de fusión de los conductores

-

Coordinación con otros aparatos protectores

Para protección de equipos se deben considerar:

268

-

Capacidad de sobrecarga de los equipos

-

Corrientes transitorias

-

Continuidad de servicio

-

Coordinación con otros aparatos protectores

En las siguientes tablas se indican los fusibles empleados para cajas primarias y para protección de transformadores según las normas RA8-002 y RA8-005 de EE.PP.M.

Tabla 14. Especificación de fusibles para cajas primarias

Kva 10 15 25 37,5 50 75 100

TRANSFORMADORES MONOFÁSICO TRIFÁSICO FUSIBLE kVA FUSIBLE 3H 30 3H 5H 45 5H 7H 75 7H 10K 112,5 10K 10K 150 10K 15K 225 15K 15K 250 15K 300 15K 315 15K 400 25K 500 40K

269

Tabla 15. Especificación de fusibles para aisladeros FUSIBLE 6T 10 T 15 T 25 T 40 T 65 T 100 T

CAPACIDAD EN kVA 7,62 kV 13,2 kV 0 – 60 0 – 175 61 – 100 176 – 300 101 – 200 301 – 600 201 – 300 601 – 900 301 – 600 901 – 1800 601 – 950 1801 – 2800 2801 – 4500

*Tablas elaboradas a partir de la norma RA8 – 005 de EEPPM

11.2.2 Equipo de recierre El recierre automático es un interruptor que tiene la capacidad de abrir un circuito en condiciones de falla y realizar posteriormente un recierre.

Por tal motivo sus

contactos generalmente van sumergidos en aceite.

Generalmente los fusibles se usan para proteger los circuitos primarios de las fallas en la red, pero no pueden distinguir entre fallas persistentes y fallas momentáneas. Si todas las fallas fuesen permanentes, se necesitaría dejar sin servicio al usuario hasta que la falla fuese reparada, lo cual llevaría mucho tiempo; sin embargo las estadísticas han mostrado que más del 80% de las fallas no son permanentes, y para aclararlas sólo basta abrir el circuito unos cuantos milisegundos, para luego proceder a realizar el recierre del mismo.

270

Este tipo de fallas (momentáneas) no deben ser aclaradas por un fusible, puesto que éste se destruye y no da la posibilidad de restablecer inmediatamente de nuevo todo el circuito.

Debido a esto se utilizan los recierres automáticos, los cuales se

conectan al primario de la red, y cuando ocurre una falla, el recierre abre el circuito sólo unos milisegundos para luego cerrarlo; esta operación se puede efectuar hasta tres veces seguidas o más según la tecnología del equipo; si después de tres intentos de aclarar la falla, ésta todavía persiste, no se trata de una falla momentánea y necesitará reparación y por consiguiente se deja el circuito abierto.

Figura 37: Recierre automático trifásico

11.3 PROTECCIÓN DE SOBRETENSIÓN

271

11.3.1 Tipos de sobretensiones Las sobretensiones que ocurren en un sistema son usualmente divididas por definición en tres grupos: sobretensiones temporales, sobretensiones de maniobra y sobretensiones atmosféricas, las dos primeras se consideran como de origen interno, mientras que las atmosféricas se consideran como de origen externo.

11.3.1.1 Sobretensiones temporales Las sobretensiones temporales son a frecuencia industrial o muy cercanas a la frecuencia industrial (60 Hz) y no amortiguadas o suavemente amortiguadas. Estas sobretensiones están asociadas principalmente a la pérdida de carga, fallas a tierra y resonancias de diferentes tipos.

Las amplitudes de las sobretensiones temporales

no deben exceder 1,5 p.u. y su duración debe ser inferior a un segundo.

11.3.1.2 Sobretensiones de Maniobra Estas sobretensiones están asociadas a todas las operaciones de maniobra y fallas en un sistema. Sus altas amplitudes están generalmente en el rango de 2 a 4 p.u., dependiendo de los valores del diseño y de los medios existentes creados para limitar la sobretensión. La forma de onda puede variar mucho, pero pueden ser representadas por un oscilación de algunos cientos a algunos miles de ciclos, superpuesta en una onda de frecuencia industrial.

La IEC ha recomendado un

impulso de maniobra normalizado de 250 microsegundos de frente por 2500 microsegundos de bajada hasta el 50% del pico máximo.

272

11.3.1.3 Sobretensiones temporales En la coordinación de aislamiento, las sobretensiones temporales son de gran importancia porque ellas determinan las características nominales de los pararrayos. Las sobretensiones atmosféricas de amplitudes grandes pueden afectar el sistema como resultado de descargas atmosféricas directas a una línea o como flameos inversos en una cadena de aisladores. Las amplitudes de las sobretensiones varian entre 5 y 7 p.u.

En la siguiente figura se resume la información de las sobretensiones.

Figura 38. Tipos de sobretensiones

273

11.3.2 Protección para sobretensiones Un sistema de distribución debería mantener la continuidad de voltaje durante muchos años, aun bajo las diferentes condiciones atmosféricas que se presentan a lo largo de la vida del sistema. Para asegurar la integridad del aislamiento en estas condiciones, éste es diseñado para soportar voltajes más altos que los voltajes nominales del sistema. Sin embargo, para proteger contra algunas sobretensiones transitorias que se presentan en el sistema, es necesaria la instalación de un dispositivo de protección que la limite.

274

Figura 39. Características de las sobretensiones

Para determinar si el aislamiento del sistema está bien protegido, hay que considerar tres hechos que afectan esta protección, como son: -

La naturaleza y características de esos transitorios

-

El comportamiento del aislamiento ante un sobrevoltaje de corta duración

275

-

La acción limitante del dispositivo de protección para varios tipos de transitorios que pueden ocurrir en el sistema y que pueden ser de origen atmosférico u originados en el sistema propiamente dicho (sobretensión de maniobra).

11.3.3 El Pararrayos Para evitar los peligros de las sobretensiones se concibió ya en principio la idea de derivar a tierra las ondas producidas por éstas, las cuales pueden conducir corrientes de alta intensidad. Los aparatos cuyo objeto es limitar la amplitud de las sobretensiones y que son empleados desde que se iniciaron las instalaciones eléctricas, se les denomina pararrayos.

En el comienzo las redes eléctricas empleaban dispositivos que respondían a un criterio empírico, esto por la imposibilidad, entonces existente, de estudiar a fondo el funcionamiento de los mismos.

A principios del siglo se utilizaban aparatos de rodillos, de cuernos, de funcionamiento por medio de óxido de aluminio, condensadores, etc., ninguno de los cuales respondía al fin propuesto por no reunir las condiciones que reclamaba la eficacia de su funcionamiento.

Los pararrayos deben estar conectados permanentemente a las líneas, pero ha de entrar en funcionamiento únicamente cuando la tensión alcanza un valor superior a la de servicio. Esto se consigue por medio de un explosor, uno de cuyos electrodos

276

está conectado a la línea y el otro puesto a tierra, en el que salta la chispa cuando la sobretensión alcanza el valor requerido y para el cual debe ser graduado. Por el arco producido se conducirá a tierra la onda móvil de corriente originada por la sobretensión, pero en esta forma sería permanente la derivación de la corriente de la línea, aunque la sobretensión hubiere desaparecido. Para evitar este inconveniente pueden emplearse tres procedimientos: -

Aumentar la separación entre electrodos o subdividirla, con el objeto de que cuando el arco quede alimentado por la corriente nominal, este no pueda mantenerse por la insuficiente tensión; el problema con este método es que el pararrayos pierde sensibilidad.

-

Otro procedimiento consiste en intercalar una resistencia desprovista de autoinducción, para que presente también admitancia a las perturbaciones oscilantes, de suficiente valor para limitar la corriente nominal que sigue al primer momento de la descarga y no de tan alto valor para que no produzca disturbios sensibles en el servicio.

Aumentando la resistencia, se puede disminuir la

distancia entre electrodos y obtener así descargadores sensibles. No obstante, esta solución, y tratándose de resistencias de valor permanente, resta eficacia al equipo, esto debido a que la resistencia limitará la sobretensión de la red, pero no asegura que al funcionar el limitador no dé origen a fenómenos oscilatorios en la red. -

Otro método para evitar el circuito a tierra permanente, consiste en interrumpir rápidamente, con un aparato mecánico o electromagnético, la corriente que sigue a la descarga antes que el cortocircuito se manifieste de forma sensible, lo cual

277

permite emplear resistencias reducidas, ello sin tener que disminuir la distancia entre los electrodos del explosor, conservando así la sensibilidad necesaria.

Por este método se puede originar sobretensiones de apertura y convertir la protección en un generador de oscilaciones.

Las condiciones que debe satisfacer un pararrayos para realizar su cometido, son pues muy variadas, y por ello la solución hallada para los aparatos actualmente usados ha requerido de muchos estudios, hasta lograr que todas las condiciones necesarias fueran cumplidas; estos estudios dieron lo siguiente:

-

La tensión de encebamiento del arco en el explosor debe ser inferior a la tensión de contorneamiento de los aisladores de la línea.

-

La relación entre las tensiones de encebamiento por onda de choque y la tensión nominal a la frecuencia de servicio, debe ser muy pequeña, a fin de que la onda de sobretensión sea conducida a tierra antes de alcanzar su tensión máxima.

-

El poder derivativo a tierra debe ser grande, pero al mismo tiempo la caída de tensión en el pararrayos debe ser pequeña, pues de lo contrario el pararrayo no prestaría ninguna utilidad.

-

El poder de extinción y la capacidad térmica deben ser grandes para la seguridad del pararrayos.

-

Es preciso que sólo la onda de sobretensión sea derivada a tierra y que el arco que subsista, debido a la tensión de servicio, se extinga al primer paso de la

278

corriente por cero. Por lo tanto la ionización del explosor debe ser muy débil para que no pueda reencebarse el arco bajo la tensión re - establecida.

Las condiciones anteriormente señaladas son difíciles de cumplir en su totalidad, porque por una parte se necesita una resistencia pequeña a fin de que el poder derivativo a tierra sea grande y por otra parte, se necesita una resistencia alta para facilitar la extinción del arco.

Debido a lo anterior, se ideó el pararrayos de efecto autovalvular, el cual tiene una resistencia de material aglutinado con la propiedad de variar su resistencia con rapidez, disminuyendo cuanto mayor es la tensión aplicada, y adquiriendo un valor elevado al reducirse ésta. Con esta resistencia, se convierte el pararrayos en una válvula de seguridad cuyo funcionamiento sólo tiene lugar en el momento necesario y evita la persistencia de la corriente de cortocircuito, sin que se produzcan oscilaciones secundarias por causa de su funcionamiento.

Otro tipo de pararrayos es el de expulsión, el cual es parecido a un fusible, pero sin elementos fusibles. Consta en esencia de un tubo, generalmente de fibra de vidrio, con electrodos en cada extremo.

Esta construcción provee un espacio para la

descarga eléctrica, dentro de la luz de un tubo de material que despide un gas, bajo la acción del calor de un arco.

En este tubo, se encuentra generalmente otro

espacio de descarga para evitar que el material esté expuesto continuamente a la tensión normal de línea, que acabaría por deteriorarlo.

279

Cuando surge una tensión elevada la descarga atraviesa tanto el espacio en serie como el situado dentro del tubo. El pararrayos adquiere entonces la característica de un conductor de baja impedancia, por lo cual disminuye la tensión aplicada a sus terminales a un valor bajo, después de haberse descargado el impulso eléctrico. Esta tensión corresponde únicamente a la caída del arco en la cámara de extinción; en consecuencia y en lo que respecta a la corriente, el dispositivo surte casi el mismo efecto que un cortocircuito, fluyendo corriente de falla del sistema.

No

obstante al pasar la onda de corriente por el valor cero, interrumpe la corriente de falla del sistema debido al gas producido en las paredes del tubo.

El pararrayos de expulsión trabaja repetidamente sin requerir especial cuidado. La interrupción de la corriente se verifica dentro del tubo, pero no es interrumpida por el espacio de aire puesto en serie por el tubo.

Los dos tipos de pararrayos explicados ( autovalvular y de expulsión ) son los usados para proteger las redes de distribución.

11.3.3.1

Consideraciones sobre el Pararrayos

− Tensión nominal del pararrayos.

280

Su tensión nominal debe ser igual a la del material protegido. Esta tensión la fija la clase de aislamiento de los aparatos a proteger.

− Potencia de descarga del pararrayos. Representa la aptitud de un pararrayos para derivar, bajo formas de corrientes de choque, las cargas que aparecen en las redes por virtud de las sobretensiones. Por lo que respecta a la escogencia de determinado poder de descarga para una instalación, es necesario tener en cuenta el costo del material protegido y la frecuencia de las tormentas. Esto debido a que mayor potencia de descarga implica mayor costo del pararrayos. − Radio de acción y lugar de emplazamiento de los pararrayos. Una parte cualquiera de una instalación sólo se encontrará protegida si se encuentra dentro del radio de acción del pararrayos, el cual depende ante todo de la relación entre la tensión de ruptura de choque y la tensión de encebamiento (encendido) del pararrayos.

11.3.3.2

Criterios de selección del pararrayos

Básicamente se debe tener en cuenta que los pararrayos se emplean en los sistemas de distribución para proteger los transformadores, por ser éstos los más importantes y costosos.

Un pararrayos debe satisfacer dos requisitos: su resistencia a los impulsos debe ser suficiente para proteger el equipo contra una gran diversidad de sobretensiones y

281

segundo, su capacidad de ruptura debe ser bastante alta para que los voltajes normales y anormales de la red no puedan dañarlos.

La coordinación, entre la capacidad de la red y la del pararrayos, en voltaje, depende de la tensión entre línea y tierra. Se han ideado reglas empíricas generales, así como métodos para determinar con precisión la magnitud del voltaje que puede ocurrir en los bordes del pararrayos en todas las condiciones de la red. Pero lo que más se utiliza es seleccionarlos de acuerdo a la experiencia del diseñador.

En los últimos años se han utilizado diferentes programas de computación para modelar las redes de distribución y así conocer los perfiles de tensión necesarios para la escogencia de los equipos de protección.

Este método sólo es satisfactorio para voltajes ya establecidos y para circuitos con muy buenas conexiones a tierra. Los voltajes los conoce el diseñador, por lo tanto sólo le resta saber como está colocada la red a tierra; hay que distinguir fundamentalmente entre redes puestas a tierra de manera rígida, redes puestas a tierra a través de resistencias y redes aisladas de tierra.

De acuerdo con las normas ASA-NEMA, las redes trifásicas se dividen en diferentes grupos en lo que se refiere a puesta a tierra y son tipos A, B, C, D, E. Se han fijado cifras de puesta a tierra, las cuales dependen de las constantes de la red, tales como resistencias y reactancias.

282

-

Red tipo A. Se les denomina asía los sistemas conectados en estrella con cuatro conductores, cuyo neutro está puesto a tierra en varios puntos del sistema. La cifra de puesta a tierra es 0.75.

-

Red de tipo B. Se les denomina así a los sistemas conectados en estrella con el neutro directamente puesto a tierra en las subestaciones. Estos sistemas llevan generalmente tres conductores. La cifra de puesta a tierra es de 0.8.

-

Red de tipo C. Se les denomina así a los sistemas conectados en estrella con el neutro conectado a tierra a través de resistencias, reactancias, transformadores, etc. La cifra de puesta a tierra es de 1.0.

-

Red de tipo D. Se les denomina así a lo sistemas conectados en estrella o en triángulo, que no tienen conexión a tierra. La cifra de puesta a tierra es de 1.0.

-

Red de tipo E. Se les denomina así a lo sistemas aislados de tierra, como los de tipo D, pero de longitudes de gran magnitud y con circuitos puestos a tierra a través de grandes capacitores.

La cifra de puesta a tierra deberá ser

determinada en cada caso.

Al tener definido el tipo de red en el cual se ha previsto un descargador, se encontrará la tensión nominal del mismo de la siguiente forma: Tensión nominal = Tensión Máxima de Red x Cifra de Puesta a Tierra

Además del anterior, se han desarrollado otros métodos numéricos ayudados por el computador; éstos trabajan con la resistencia de secuencia positiva de la línea, ya que ésta amortigua un poco los sobrevoltajes; igualmente se tiene en cuenta la saturación en los transformadores del sistema, pues debido a un sobrevoltaje en el

283

primario, en el secundario este sobrevoltaje no será, proporcionalmente, igual al del primero debido a la saturación del núcleo.

Los criterios que usan estos métodos son los siguientes: -

Voltaje nominal del sistema

-

Máximo voltaje de operación

-

Ubicación de la red (urbana o rural)

-

Condiciones de la conexión a tierra.

-

Impedancia de secuencia de fase en el lado de la carga

-

Todos los datos físicos de la línea y del conductor (longitud, calibre, etc. ).

11.3.3.3

Conexión de los pararrayos a los transformadores de distribución

Es esencial que el terminal a tierra del pararrayos sea interconectado con el tanque del transformador y con el neutro secundario, para proveer así una verdadera protección para el transformador (Según norma RA3-026).

11.4 SECCIONADORES

Se les denomina también desconectadores o separadores. Se utilizan para abrir o cerrar un circuito cuando no está recorrido por una corriente y previstos especialmente para aislar de una red de baja tensión, una máquina, un aparato, un conjunto de aparatos o una sección de una línea, de manera que sea posible

284

tocarlos sin peligro para los fines de conservación o reparación; de esta forma no se interrumpirá el funcionamiento del resto de la instalación.

Los seccionadores deben tener un buen poder aislante, por lo que generalmente se montan sobre dos aisladores de apoyo adecuados a la tensión de servicio. Estos aisladores-soportes llevan los bordes de conexión; en uno de éstos va el contacto articulado de un extremo de la cuchilla que cierra o interrumpe el circuito, mientras que el otro borne esta provisto de un contacto de resortes en el cual enchufa el extremo de la cuchilla. Los bordes del resorte están fabricados de forma que no puedan perder su elasticidad, pues de otro modo el paso de la corriente por los mismos produciría calentamiento y perdería eficacia el contacto.

Las características más importantes que distingue al seccionador de los seccionadores bajo carga y de los interruptores es que sus maniobras de conexión y desconexión a la red deben hacerse en vacío, es decir, sin que haya carga en la instalación,

pero

en

determinadas

circunstancias

pueden

conectarse

y

desconectarse con pequeñas cargas.

Debido a que el seccionador está construido para ser accionado en vacío, la maniobra de sus cuchillas no precisa ser muy rápida, pero si es fundamental que el punto de accionamiento de la cuchilla esté lo más visible posible.

El accionamiento de estos aparatos se hace normalmente por medio de una pértiga aislada cuyo gancho se introduce en el anillo de que va provista la cuchilla.

285

Estos aparatos se utilizan normalmente para circuitos monofásicos; cuando se trabaja con circuitos trifásicos, deben emplearse seccionadores tripolares, esto debido a que se desea que las cuchillas abran o cierren todas a la vez; normalmente los seccionadores trifásicos suelen maniobrarse con una palanca que acciona un mecanismo poco complicado, pero también se pueden maniobrar con pértiga; esto depende de las facilidades y la ubicación de los seccionadores.

Las condiciones de funcionamiento de los seccionadores están dadas por las siguientes características: -

Tensión nominal del sistema

-

Corriente nominal del sistema

-

Corriente de corto circuito, la cual se determina según el sistema y el punto donde va a ir el seccionador

-

Nivel básico de aislamiento ( BIL ) para la altura de la instalación

En los sistemas de distribución, es necesario muchas veces abrir o cerrar un circuito, ya sea para reparación o mantenimiento de ciertos equipos y no siempre se puede desenergizar todo un sistema para accionar los seccionadores necesarios para esto, pues al usuario se le debe garantizar al máximo la continuidad del servicio. Por ello existen otros aparatos que pueden actuar bajo carga, son los denominados seccionadores bajo carga.

286

Los seccionadores bajo carga (b-c) son aparatos de corte que permiten efectuar maniobras voluntarias de apertura y de cierre de circuitos en condiciones dadas de carga. La principal diferencia con los interruptores es que los seccionadores b-c no están diseñados para abrir y cerrar sus contactos sobre corrientes de falla, debido a que no tienen la suficiente capacidad de ruptura.

El accionamiento de un seccionador b-c es sencillo, sólo es necesario hacer girar rápidamente la palanca de maniobra y al hacerlos se cerrarán o abrirán las cuchillas. En estos aparatos son esenciales las condiciones mecánicas de los aisladores soportes, pues cada uno de ellos se halla sometido, no sólo a los esfuerzos mecánicos de maniobra, sino que además han de soportar las fuerzas que les transmiten los elementos de conexión del circuito.

El comportamiento de un seccionador b-c está muy relacionado con la naturaleza del circuito al cual se conectará, por lo que es necesario mencionar los aspectos sobresalientes de esta relación.

11.4.1 Especificaciones de un seccionador bajo carga Los valores especificados para un seccionador b-c se refieren a los valores característicos que definen las condiciones de trabajo para las cuales el seccionador b-c se diseña y se construye.

287

En general cualquier seccionador b-c debe ser capaz de conducir su corriente nominal de carga sin que se produzca una elevación de temperatura excesiva y por otra parte también soporte los esfuerzos electrodinámicos; alrededor de estas características genéricas se tienen valores importantes por especificar los siguientes: -

Tensión y corriente nominal

-

Frecuencia nominal

-

Capacidad de desconexión

-

Valor de la corriente de corto circuito

-

Ciclo de operación

Los valores anteriores, y los complementarios que definen las especificaciones de un seccionador b-c se encuentran dados en las normas internacionales.

La idea de relacionar el seccionador b-c con las constantes del circuito a que va a estar conectado, se puede manejar desde el punto de vista de sobrecorriente y también desde el punto de vista de sobretensiones, lo que permite analizar ciertos aspectos de los esfuerzos dieléctricos que aparecen por efecto de la desconexión o cierre en ciertas condiciones de operación de la red.

12 LOS ARMÓNICOS Y EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

En este capítulo se presenta una descripción básica del concepto de los armónicos y su relación con el sistema eléctrico, se darán a conocer sus fuentes, sus efectos y la conceptualización que permita al lector profundizar más en el tema.

12.1 DEFINICIÓN

Un armónico puede definirse como un componente sinusoidal de una onda periódica con una frecuencia que es múltiplo entero de la frecuencia fundamental. Actualmente el estudio de los armónicos ha cobrado vigencia debido a la aparición en el sistema de elementos que son muy sensibles a su presencia y la proliferación de cargas no lineales que los producen.

La resolución 070/98 de la CREG establece que la norma que reglamenta el estudio de este tema es la std IEEE 519.

289

Cualquier onda periódica puede ser representada por una onda sinusoidal a una frecuencia fundamental más otras señales sinusoidales de amplitudes generalmente menor y de frecuencias que son múltiplos enteros de la frecuencia fundamental. En la siguiente figura se muestra una onda sinusoidal pura con frecuencia fundamental igual a 60 Hz (frecuencia industrial)

O N D A S IN U S O ID A L P U R A 1

0 .8

0 .6

Tensión [ p.u. ]

0 .4

0 .2

0

-0 .2

-0 .4

-0 .6

-0 .8

-1 0

0 .0 0 2

0 .0 0 4

0 .0 0 6

0 .0 0 8

0 .0 1

0 .0 1 2

0 .0 1 4

0 .0 1 6

0 .0 1 8

0 .0 2

T ie m p o [ s ]

Figura 40 . Onda sinusoidal pura

Si la onda esta distorsionada se dice que tiene un contenido de armónicos, en las siguientes figuras se muestran formas de ondas muy comunes la primera con un contenido de tercer armónico y la siguiente con contenido de quinto, séptimo, décimo primer y decimotercer armónico.

290

O N D A F U N D A M E N T A L C O N 3 e r A R M Ó N IC O 1 .5

1

Tensión [ p.u. ]

0 .5

0

-0 .5

-1

-1 .5 0

0 .0 0 2

0 .0 0 4

0 .0 0 6

0 .0 0 8

0 .0 1

0 .0 1 2

0 .0 1 4

0 .0 1 6

0 .0 1 8

0 .0 2

0 .0 1 8

0 .0 2

T ie m p o [ s ]

Figura 41 . Onda fundamental con armónico 3

O N D A F U N D A M E N T A L C O N 5 , 7 , 1 1 Y 1 3 A R M Ó N IC O S 1 .5

1

Tensión [ p.u. ]

0 .5

0

-0 .5

-1

. -1 .5 0

0 .0 0 2

0 .0 0 4

0 .0 0 6

0 .0 0 8

0 .0 1

0 .0 1 2

0 .0 1 4

0 .0 1 6

T ie m p o [ s ]

Figura 42 . Onda fundamental con armónicos 5, 7, 11 y 13

291

12.2 FUENTES DE ARMÓNICOS

Los armónicos se deben a la presencia de cargas no lineales conectadas al sistema y en menor proporción se originan por fenómenos transitorios producto de las maniobras realizadas en los diferentes elementos asociados al sistema eléctrico, generalmente estos transitorios tienen frecuencias superiores a 1 kHz.

Entre las fuentes de armónicos más comunes se encuentran las siguientes: -

Rectificadores

-

Hornos de arco

-

Drives (Motores con control de estado sólido)

-

Compensadores estáticos de potencia reactiva (SVC)

-

Equipos con núcleos magnéticos (Transformadores, reactores, motores, balastos)

-

Puentes rectificadores con diodos o tiristores

-

Inversores

-

Controles de velocidad

-

Herramientas eléctricas de velocidad variable

-

Unidades UPS

-

Sistemas de alumbrado especiales para determinadas áreas de trabajo

La presencia de los armónicos en la red es un fenómeno cuya importancia y efectos han ido aumentando a medida que prolifera la utilización de dispositivos electrónicos

292

no lineales, tanto al nivel de potencia como en el ámbito de la electrónica de consumo, ya que estos dispositivos actúan como generadores de armónicos y a su vez son muy sensibles a sus efectos.

Tabla 16. Curvas típicas de armónicos en la industria. WEIGHTING FACTORS FOR DIFFERENT TYPES OF HARMONIC PRODUCING LOADS. WEIGHTING CURRENT

TYPICAL

TYPE OF LOAD

DISTORTION

WAVEFORM

FACTOR (Wi)

1.0

0.5

Power Supply

80%

Current

Single Phase

0.0

2.5

(high 3rd)

-0.5

-1.0 0

10

20

30

40

Time (mS)

1.0

0.5

Current

high 2nd,3rd,

0.0

Semiconverter

4th at partial

-0.5

2.5

-1.0 0

10

20

30

40

30

40

Time (mS)

loads

1.0

capacitive smoothing,

Current

0.5

6 Pulse Converter,

0.0

-0.5

80%

2.0

40%

1.0

-1.0 0

no series inductance

10

20

Time (mS)

1.0

Current

0.5

6 Pulse Converter,

0.0

capacitive smoothing with series inductance > 3%, or dc drive

-0.5

-1.0 0

10

20

Time (mS)

30

40

293

WEIGHTING FACTORS FOR DIFFERENT TYPES OF HARMONIC PRODUCING LOADS. WEIGHTING CURRENT

TYPICAL

TYPE OF LOAD

DISTORTION

WAVEFORM

FACTOR (Wi)

1.0

with large inductor

Current

0.5

6 Pulse Converter

0.0

-0.5

28%

0.8

15%

0.5

-1.0 0

for current smoothing

10

20

30

40

30

40

Time (mS)

1.0

Current

0.5

0.0

12 Pulse Converter

-0.5

-1.0 0

10

20

Time (mS)

1.0

0.5

Regulator

varies with

Current

AC Voltage

0.0

firing angle

-0.5

0.7

-1.0 0

10

20

30

40

Time (mS)

12.3 EFECTOS DE LOS ARMÓNICOS

Los armónicos, como fuentes de perturbación, pueden causar gran variedad de problemas en la red, a continuación se exponen los principales problemas que se pueden presentar:

294

12.3.1 Factor de potencia La presencia de armónicos distorsiona la lectura del factor de potencia incrementando la lectura en la potencia aparente, este aumento tiene como consecuencia que el medidor detecte un factor de potencia menor. Fp =

P P = 2 S V ∗ I1 + I22 + KI2n

12.3.2 Condensadores Cuando un banco de condensadores se utiliza para corregir el factor de potencia, normalmente se dimensiona sin tener en cuenta el efecto de los armónicos. Los condensadores no son fuentes de armónicos debido a que tienen un comportamiento lineal, sin embargo estos pueden absorber gran cantidad de armónicos produciendo fallas o pueden amplificar el problema al interactuar con las inductancias presentes en el sistema.

12.3.3 Interferencia electromagnética La circulación de armónicos genera campos electromagnéticos alrededor de los conductores y en sistemas trifásicos los armónicos de secuencia cero producen un flujo remanente que se cierra por el aire induciendo corrientes y tensiones en elementos metálicos tales como cables de comunicaciones, computadores y teléfonos entre otros produciendo incomodas interferencias.

295

12.3.4 Distorsión Aparte de las interferencias producidas por el campo magnético se producen interferencias debidas a la distorsión que los armónicos producen en la tensión, esta distorsión depende de la amplificación armónica que producen las resonancias y de la potencia de la red de alimentación. Si la forma de onda de la tensión aparece distorsionada, muchos equipos electrónicos se ven afectados.

12.3.5 Calentamiento. El calentamiento se produce por efecto Joule, las pérdidas totales están dadas por: PJ = I 2 ∗ R = I 260Hz ∗ R 60Hz + I 23 ∗ R 3 + I 25 ∗ R 5 + K

Dado que los equipos se especifican con base en 60 Hz, la adición de componentes armónicos produce una reducción de la potencia efectiva del equipo y de su vida útil.

12.3.6 Efecto JITTER Los armónicos afectan todos aquellos dispositivos de estado sólido que son sensibles al cruce de la onda senoidal por cero, esa posible que la onda deformada presente varios cruces por cero en un mismo semiciclo o presente adelantos o atrasos en el cruce por cero, el funcionamiento incorrecto de estos dispositivos genera disparos indeseados, operación inestable e interferencia con los controles que depende de estos dispositivos.

296

12.3.7 otros efectos Las corrientes armónicas y la distorsión en la onda senoidal producto de los componentes armónicos pueden causar otro gran número de problemas entre los cuales se pueden mencionar los siguientes: -

Aumento de pérdidas en núcleos y conductores.

-

Calentamiento de motores y transformadores

-

Sobretensiones en condensadores

-

Operación indebida de fusibles

-

Operación incorrecta en los instrumentos de medición

-

Interferencias con equipos de telecomunicaciones

-

Oscilaciones mecánicas y pérdidas excesivas por calentamiento en máquinas de inducción y máquinas sincrónicas

-

Sobretensiones y/o corrientes excesivas debido a resonancias de la red a corrientes armónicas

-

Flicker de lámparas de filamento (titilación del alumbrado)

-

Retrasos en los ángulos de disparos de tiristores (efecto JITTER)

La magnitud y el tipo de problemas que se presentan en la red debido a los armónicos dependen directamente de factores como la topología, el nivel de tensión de los alimentadores, el nivel de distorsión presente y el grado de sensibilidad de los equipos, entre otros. Estas condiciones deben ser analizadas para garantizar soluciones al problema de los armónicos.

297

12.3.8 Efectos que más inciden en un sistema de distribución Cuando circulan corrientes armónicas a través del sistema se presentan los siguientes problemas: -

Reducción de la capacidad nominal en los transformadores por efecto del incremento de las pérdidas en los devanados y por consiguiente el incremento en la temperatura.

-

Sobrecarga en los condensadores utilizados para corregir el factor de potencia.

-

Sobretensiones que ocasionan la destrucción de fusibles u operación errónea en las protecciones asociadas a los interruptores de un sistema de potencia.

-

Operación incorrecta de las teleprotecciones.

-

Alteraciones en el funcionamiento de equipos electrónicos especializados, tales como computadores, controladores y sistemas digitales de control.

12.4 CONTROL DE LOS ARMÓNICOS

El método más común para atacar el problema de los armónicos es el uso de filtros, el objetivo de éstos es absorber los armónicos y reducir la tensión y la corriente de una frecuencia armónica dada, esta solución es muy costosa pero eficiente.

Las corrientes armónicas se pueden controlar utilizando una alta impedancia en serie para bloquear su paso o derivar las corrientes por medio de caminos de baja impedancia. Los filtros serie llevan entonces todo el peso de la corriente de carga,

298

mientras que los filtros paralelo llevan únicamente la fracción de la corriente que se desea derivar.

Normalmente se utilizan filtros en paralelo debido a que su costo es menor y adicionalmente pueden ser utilizados para compensar el factor de potencia a la frecuencia industrial (60 Hz).

Debido al alto costo que representa la instalación de filtros, a continuación se mencionan otras estrategias para mitigar el problema de los armónicos: Cuando el problema ocurre en condensadores se recomienda instalar bobinas antiresonantes y reubicar los condensadores, si se requiere corregir el factor de potencia es recomendable ubicar la compensación cerca de la carga verificando si se presentan problemas de resonancia, si el problema se produce en las comunicaciones o dispositivos electrónicos por la interferencia electromagnética es necesario colocar los filtros cerca de la fuente productora de armónicos, utilizar rutas alternas para los cables se ven interferidos, utilizar transformadores de aislamiento eléctrico y apantallar magnéticamente los cables de los circuitos que causan la interferencia. Los armónicos al nivel de la distribución se pueden controlar con tres estrategias muy concretas: -

Utilizar filtros para controlar los armónicos en su fuente.

-

Aumentar el nivel de cortocircuito del punto afectado.

-

Utilizar otra alimentación para los circuitos sensibles (Equipos de computo y electrónica)

299

12.5 ARMÓNICOS Y EL PUNTO DE ACOPLE COMÚN (PCC)

El punto de acople común (PCC: Common Coupling Assumption) es el punto de conexión eléctrica entre el sistema de distribución de la empresa de suministro de energía y el sistema de “distribución” del usuario. La definición de la norma IEEE 519-1992 establece que el PCC es el punto de acople común entre el sistema y uno o varios clientes. El PCC puede localizarse en el primario o en el secundario del transformador que suministra la energía a los clientes, la elección de este punto depende directamente del estudio que se desea realizar o de las disposiciones normativas de la empresa que presta el servicio de suministro de energía, la norma aconseja escoger el PCC en el punto donde más usuarios se sirvan del servicio, tal como se muestra en la Figura 43

PCC

Utility System

Utility System

IL

PCC

Customer Under Study Other Utility Custo mers

IL Other Utility Customers Custome r Under Study

Figura 43 . Selección del PCC donde otros usuarios pueden Suplirse del servicio

300

12.6 LIMITES DE DISTORSIÓN

La norma IEEE – 519 establece los límites para el nivel de armónicos medidos en el PCC, estos límites dependen directamente del nivel de tensión existente, del tamaño de la carga y de la corriente de corto circuito.

12.6.1 Límites de Distorsión de voltaje Para garantizar la calidad de la onda de voltaje en el sistema global, es necesario tener en cuenta los límites de distorsión que la norma permite. Los límites se expresan en función de la tensión rms nominal

Tabla 17. Límites de distorsión para Voltaje.

Distorsión de Voltaje Tensión en el PCC (Vn)

Armónica Individual (%)

Vn ≤ 69 kV 69 kV < Vn ≤ 161kV Vn > 161kV

Distorsión armónica individual.

3.0 1.5 1.0

Distorsión de Voltaje Armónica Total THDVn(%)

5.0 2.5 1.5

301

ID Vn =

Vh × 100% Vn

Donde: Vh : Magnitud del componente armónico individual (voltios rms) h : El orden armónico Vn : El voltaje nominal rms del sistema en el PCC (voltios rms)

Distorsión armónica total. ∞

THD Vn =

∑V h= 2

Vn

2 h

× 100%

Donde: Vh : Magnitud de los componentes armónicos individuales (voltios rms) h : El orden armónico Vn : El voltaje nominal rms del sistema en el PCC (voltios rms)

12.6.2 Límites de distorsión de corriente La corriente armónica de un cliente evaluada en el PCC afecta directamente a los otros clientes que están conectados en el punto común.

Los límites de distorsión de corriente según la norma IEEE – 519 se definen a partir de la relación de la corriente de corto circuito (Isc) dada por todas las cargas

302

conectadas en el nodo del PCC con relación a la corriente de carga del usuario (IL).

Tabla 18. Límites de distorsión para las corrientes.

Vn ≤ 69 kV

I sc / I L

h < 11

11 ≤ h < 17 17 ≤ h < 23 23 ≤ h < 35

35 ≤ h

TDD

1000

15.0

7.0

6.0

2.5

1.4

20.0

69 kV < Vn ≤ 161kV

1000

7.5

3.5

3.0

1.25

0.7

10.0

Vn > 161kV