Proyecto de Sistemas Electricos de Potencia

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Sistemas Electricos de Potencia, trabajo final

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Proyecto de Sistemas Electricos de Potencia

  1. 1. CAPITULO I 1. GENERALIDADES. 1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1.2 JUSTIFICACIÓN. 1.3 OBJETIVOS. 1.4 ALCANCE 1.5 FUNDAMENTOS TEÓRICOS
  2. 2. 1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA El propósito de la Empresa Eléctrica Regional Del Sur S.A es suministrar energía eléctrica de calidad a sus clientes, sin embargo uno de los problemas que se generan en el sistema eléctricos de distribución son las perdidas. Estas perdidas se dan por varios motivos de tal manera que serán debidamente analizadas para así encontrar el origen de las deficiencias y poder acatar el problema encontrando las soluciones mas optimas sin perjudicar el sistema de distribución existente. 1.2 JUSTIFICACIÓN En los últimos años se han tratado temas relacionados con la calidad de servicio de energía que deben recibir los clientes de las Empresas Eléctricas Distribuidoras y con la disponibilidad que ellos deseen, además de las exigencias de las regulaciones dadas por el ente Regulador del Sector Eléctrico Ecuatoriano(CONELEC). En la actualidad gran parte de las tareas que se realizan están ligadas al servicio de energía eléctrica, que se ha convertido en parte fundamental de la vida. El servicio eléctrico es indispensable en algunos campos, un ejemplo claro es en la medicina donde la calidad y el continuo servicio es primordial ya que si en un momento inesperado surge una interrupción del sistema eléctrico, puede traer grandes consecuencias como perdidas humanas. Para ello hemos visto que es importante un estudio del sistema eléctrico tratando de realizar cambios anticipados y así evitar perjuicios tanto a los consumidores como a la Empresa. 1.3 OBJETIVOS 1.3.1 OBJETIVO GENERAL Minimizar pérdidas de energía y mejorar la calidad del servicio técnico y de operación en los alimentadores primarios de las subestaciones de Obrapia (Hospital, Chontacruz, IV Centenario, Celi Román) pertenecientes a la E.E.R.S.S.A y por ende obtener beneficios económicos debido a la eficiencia que se obtendría.
  3. 3. 1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS  Mejorar los niveles de tensión en los alimentadores primarios  Balanceo de carga a lo largo de los alimentadores.  Mejorar el factor de potencia obteniendo de esta manera una reducción en las sanciones económicas que se puedan tener.  Disminuir las pérdidas de potencia y de energía.  Lograr mayor operatividad de los alimentadores primarios. 1.4 ALCANCE A partir de la información recopilada por varios medios se realizara un análisis del sistema de distribución de la parte céntrica de la ciudad de Loja con alimentadores (Hospital, Chontacruz, IV Centenario, Celi Román) con el objetivo de determinar perdidas técnicas, además de observar la situación del sistema con respecto a la operatividad, caídas de tensión, factor de potencia, cargabilidad tanto de los transformadores como los conductores; para así lograr encontrar soluciones y recomendaciones disminuyendo perdidas tomando en cuenta parámetros técnicos y económicos. 1.4.1 FUNDAMENTOS TEORICOS Es importante tener claro algunas definiciones para la realización de este estudio, así como también tomar en cuenta ciertas terminologías. 1.4.1.1 Voltajes en el Sistema de Distribución Eléctrica La corriente al circular por un conductor produce una caída de tensión, es por esta razón que el nivel de voltaje que es enviado desde una fuente de energía hasta la carga, no sea el mismo. La importancia de la caída de tensión se encuentra en que los equipos son diseñados para un nivel de tensión nominal, por lo tanto la Empresa Distribuidora debe de garantizar un nivel de voltaje que se encuentre dentro de los límites tolerables.
  4. 4. 1.4.1.2 Regulación del Voltaje En una red de distribución interesa mantener la tensión lo mas constante posible, para evitar daños en los artefactos y en vida útil cuando la tensión es demasiado elevada. La ecuación de la Regulación de tensión se da a continuación: | | | | | | Donde: 1.4.1.3 Caída de Tensión La Caída de tensión en las líneas puede ser determinada por la siguiente ecuación. Que viene de la siguiente ecuación Donde: [ ] [ ] [ ] [ ] [ ] [ ] [ ]
  5. 5. 1.4.1.4 Perfil de Tensión El perfil de tensión es diferente para los alimentadores que sirven a cargas urbanas y a cargas rurales, en los alimentadores que sirven a consumidores urbanos, cada abonado tiene su transformador; mientras que para consumidores rurales el transformador se ubica en un sitio céntrico de donde se encuentran las propiedades. 1.4.1.5 Niveles de tensión permisibles Los límites de tensión permisibles por el CONELEC con respecto al voltaje nominal se muestran a continuación: Subetapa 1 Subetapa 2 Alto Voltaje  7,0 %  5,0 % Medio Voltaje  10,0 %  8,0 % Bajo Voltaje. Urbanas  10,0 %  8,0 % Bajo Voltaje. Rurales  13,0 %  10,0 % Tabla 1 1.4.2 Pérdidas en un Sistema de Distribución Eléctrica En un sistema eléctrico, uno de los aspectos relevantes es el de las pérdidas, la disminución de éstas en un sistema de distribución implica la reducción de costos y ha sido tema de análisis. 1.4.2.1 Clasificación de Pérdidas Las pérdidas en los sistemas de distribución se las puede clasificar en pérdidas técnicas y no técnicas. 1.4.2.1.1 Pérdidas Técnicas Estas son las pérdidas de energía que se dan a lo largo de las líneas que transportan la energía hasta el usuario; estas pérdidas no van a desaparecer pero se pueden disminuir. En un alimentador primario lo más conveniente es realizar reconfiguración de alimentadores primarios, cambios de calibre del conductor, balance de cargas e instalaciones de bancos de capacitores.
  6. 6. 1.4.2.1.2 Pérdidas no técnicas: Llamadas también perdidas negras, las cuales consisten en el fraude eléctrico, como robo de energía, mala facturación. La reducción de estas pérdidas es posible implementando estrategias, y nuevas tecnologías permitiendo detectarlas. 1.4.3 Definición De Carga Instalada Se puede decir que la carga instalada son todas las potencias nominales de todos los aparatos de consumo conectados al sistema ya sea que estén operando o no. Se expresa generalmente en KVA, MVA, KW, MW. 1.4.3.1 Definición De Curva De Carga Es la representación gráfica de las demandas de potencia, de un consumidor en cada instante de tiempo, durante un periodo. 1.4.3.2 Definición De Demanda DEMANDA.- Es la potencia media activa, reactiva o aparente consumida en un determinado intervalo de tiempo. La potencia consumida generalmente se la registra cada 15 min. D Demanda (KW) E Energía suministrada (KWh) Intervalo de tiempo (horas) DEMANDA MAXIMA.- Es el mayor valor de la potencia consumida en cierto periodo especificado de tiempo. DEMANDA PROMEDIO.- La demanda promedio en cualquier periodo es igual al número de KWh consumidos, divididos entre el número de horas en el periodo considerado.
  7. 7. Dprom Demanda promedio E Energía suministrada en (KWh) T tiempo del periodo (h) 1.4.4 Definición De Factores FACTOR DE CARGA.- Indica el aprovechamiento de la potencia instalada para satisfacer la demanda. Fc Factor de carga Dprom Demanda promedio (KW) Dmaxima Demanda máxima del sistema (KW) FACTOR DE DEMANDA.- Indica el porcentaje máximo de la potencia instalada que esta siendo utilizada en una instalación. ∑ Fdemanda Factor demanda Dmaxima Demanda máxima Carga instalada Carga instalada total en el sistema FACTOR DE UTILIZACIÓN.- Indica el porcentaje de la capacidad de la instalación que esta siendo utilizada en el instante de la demanda máxima. Futilización Factor de utilización. Dmáxima Demanda máxima (KW) Cap inst Capacidad instalada del sistema (KW)
  8. 8. FACTOR DE PÉRDIDAS.- Es el porcentaje de tiempo que requiere el valor pico de una carga para producir las mismas perdidas que las produce una carga real en tiempo dado. FACTOR DE COINCIDENCIA.- Mide la fracción de la demanda máxima individual que cada usuario contribuye para la demanda máxima. ∑ Fcoincidencia Factor de coincidencia Dmáxima Demanda máxima Dmaxima individual Demanda
  9. 9. CAPITULO II 2. ANÁLISIS DE PÉRDIDAS Y OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN 2.1 CONFIGURADOR DE LA RED DE MEDIA TENSIÓN 2.2 ASIGNACIÓN DE CARGA PARA LA RED DE MEDIA TENSIÓN 2.3 ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIA UTILIZANDO SPARD MP. DISTRIBUTION PARA LA RED DE MEDIA TENSIÓN 2.4 BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA 2.5 TÉCNICAS PARA LA OPTIMIZACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN
  10. 10. 2.1 CONFIGURADOR DE LA RED DE MEDIA TENSIÓN El configurador de la Red de media tensión modela un circuito ordenando su topología. Es por esta razón que se hace necesaria esta aplicación para la ejecución de cualquier aplicación, dentro del software Spard mp. Distribution. El configurador recorre los nodos eléctricos y las secciones; esto lo realiza seleccionando un punto de alimentación inicial y buscando en la base de datos la sección que contenga a este nodo inicial, luego configura la sección que contiene al nodo inicial y al nodo final suponiendo una inyección de potencia e identificando los elementos que pertenecen a dicho circuito. Para ejecutar esta aplicación se elige en el menú Aplicaciones, la opción de configuración de alimentadores y aparecerá la siguiente ventana: Fig 2.1 Aquí se muestran todos los alimentadores disponibles y con el botón se los mueve a la ventana de alimentadores seleccionados. Luego se hace click en Iniciar. Una vez configurado las secciones de líneas de media tensión, éstos toman el color del alimentador al cual pertenecen. 2.2 ASIGNACIÓN DE CARGA PARA LA RED DE MEDIA TENSIÓN El problema de Asignación de carga en un sistema de distribución se debe a que como no se conoce la carga con la que trabaja el transformador, se le asigna una carga dependiendo con los parámetros con los que se disponen y dependiendo si se está analizando el sistema para planeación o para operación.
  11. 11. Para ejecutar esta aplicación en el Spard mp Distribution, se elige en el menú Aplicaciones la opción Asignación de Carga y a continuación se muestra la siguiente ventana. Fig 2.2 En la ventana alimentadores disponibles se muestran los alimentadores que se encuentran en la red, se seleccionan los alimentadores con los que se va a trabajar y el método de asignación de carga más adecuado para el análisis del sistema. En nuestro caso se realizo el siguiente: 2.2.1 Ajustar lecturas proporcionalmente a la Capacidad de los transformadores Esta opción se utiliza al querer analizar el alimentador desde el punto de vista operativo. Como se sabe las lecturas de los alimentadores pueden ser introducidas a SPARD mp Distribución, utilizando la opción de Lecturas de Alimentadores. En las que los datos a ingresar son la fecha y hora, además el voltaje, la potencia en KW como en KVAr, la energía en KWh como en KVArh, la corriente y el factor de potencia trifásica y por fases. Cabe señalar que para la presente tesis se ha creído conveniente utilizar este método de asignación de carga debido a que se cuenta con estos datos. El proceso de asignación de carga mediante este método utiliza un procedimiento iterativo, sumando las capacidades de los transformadores del circuito y calculando un factor de demanda; luego, corre un flujo de carga y compara los datos para el alimentador siendo estas diferentes debido a las pérdidas del sistema, para lo que Spard mp Distribution, descuenta las pérdidas de las lecturas y calcula un nuevo factor de demanda y las cargas en cada nodo, volviendo a correr flujo de carga, repitiendo el proceso hasta que exista un error mínimo.
  12. 12. Las ecuaciones para asignar carga para cada donde exista transformador son las siguientes. ∑ ∑ Donde: 2.3 ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIA UTILIZANDO SPARD MP. DISTRIBUTION PARA LA RED DE MEDIA TENSIÓN. En un sistema de distribución radial, el problema de flujo de carga matemáticamente hablando es encontrar la solución a un sistema de ecuaciones donde las incógnitas son los voltajes para cada nodo en magnitud y ángulo, y mediante éstos hallar los flujos de potencia y pérdidas en líneas y transformadores. Donde se considera a la Subestación como un punto de inyección de potencia y a los transformadores como cargas. Para ejecutar la Aplicación de Flujo de Carga Balanceado Primario, en el menú Aplicaciones, se escoge la opción Flujo de Carga, la opción Flujo de Carga Radial Balanceado
  13. 13. Fig 2.3 Para ejecutar la Aplicación de Flujo de Carga Desbalanceado Primario, en el menú Aplicaciones, se escoge la opción Flujo de Carga, la opción Flujo de Carga por Fases. Fig 2.4 En ambas opciones se tienen la ventana de Alimentadores disponibles, la ventana de Alimentadores seleccionados donde se encuentran los Alimentadores a los cuales se aplican Flujos de carga, también existe la opción de Generar reporte. 2.3.1.1 Algoritmo utilizado por el Spard mp. Distribution. 2.3.1.1.1 Algoritmo Del Flujo De Carga Balanceado Primario En un sistema radial, acumula las cargas por secciones, en la primera sección se acumulan las cargas que fluyen por esta y las totaliza como P+ jQ, que es la suma de las cargas de los demás nodos, más las pérdidas en las secciones aguas abajo.
  14. 14. NO SI Las pérdidas en las secciones no son conocidas con anterioridad, para ello se sigue los siguientes pasos: Ingreso de datos del sistema Tensiones iniciales 1.0 en p.u. Ploss Ri Pi 2 Qi 2 VRi 2 Qloss Xi Pi 2 Qi 2 VRi 2 Xi reactancia de la secci n i Pi Qi Cargas acumuladas que fluyen por la secci n i Cálculos de las pérdidas en las secciones: Donde: Ri resistencia de la secci n i VR 4 VR 2 P R Q X Vs 2 R2 X2 P2 Q2 Resolver: Calcular flujos de potencia Finalizar ¿Los nuevos voltajes se encuentren dentro de un error permitido?
  15. 15. 2.3.1.1.2 Algoritmo Del Flujo De Carga Desbalanceado Primario1 El algoritmo que se emplea para calcular el flujo de carga desbalanceado, es análogo al flujo de carga balanceado, sólo que en este caso los cálculos se hacen por fase. Asigne voltajes iniciales en las fases de todos los nodos del sistema. Ii Pi jQi Vi yig Vi Iib Pib jQib Vib yigb Vib Iic Pic jQic Vic yigc Vic Ii Iib Iic fasores de corrientes inyectadas en las fases a b c del nodo i 𝑃𝑖𝑎 𝑃𝑖𝑏 𝑃𝑖𝑐 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎𝑠 𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑛𝑜𝑑𝑜 𝑖 𝑄𝑖𝑎 𝑄𝑖𝑏 𝑄𝑖𝑐 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎𝑠 𝑟𝑒𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑛𝑜𝑑𝑜 𝑖 𝑦𝑖𝑔𝑎 𝑦𝑖𝑔𝑏 𝑦𝑖𝑔𝑐 𝐴𝑑𝑚𝑖𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎𝑠 𝑎 𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑞𝑢𝑒 𝑒𝑠𝑡 𝑛 𝑐𝑜𝑛𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑎𝑠 𝑎𝑙 𝑛𝑜𝑑𝑜 𝑖 𝑉𝑖𝑎 𝑉𝑖𝑏 𝑉𝑖𝑐 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑛𝑜𝑑𝑜 𝑖 Calcular las corrientes inyectadas en los nodos para cada una de las fases: Calcular las corrientes (por fase) que fluyen por las líneas Calcular las caídas de voltaje (por fase) desde la subestación hasta el final del circuito Calcular los voltajes nodales y por fase en cada fase de cada nodo de acuerdo a las caídas calculadas anteriormente La variación en voltajes es muy pequeña Calcule pérdidas y flujos Finalizar
  16. 16. 2.4 BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA. El software tiene la opción de resumir las pérdidas totales del sistema, separándola en pérdidas de la red primaria, transformadores de distribución y red secundaria. Para ejecutar esta aplicación se va al menú Aplicaciones, en la opción Balance de Potencia y Energía, a continuación en Generar Balance y dependiendo de los datos con los que se cuenta, escoger la opción de Usar Flujo de Carga Radial, o Usar Flujo de Carga Desbalanceado. A continuación se despliega una tabla con los Reportes Generados Fig. 2.5 Si se desea observar solamente el balance de potencia seleccione en el Menú Aplicaciones, Balance de Potencia y Energía, la opción Ver Balance de Potencia (KW). Si se desea observar solamente el balance de energía seleccione en el Menú Aplicaciones, Balance de Potencia y Energía, la opción Ver Balance de energía (KWh). 2.4.1 Pérdidas De Potencia Las pérdidas de Potencia en el sistema de distribución son la sumatoria de las pérdidas en media tensión, las pérdidas en baja tensión y las pérdidas por los trasformadores. Las Pérdidas de Potencia en la red de media tensión es la sumatoria de las pérdidas de potencia, que se activa en todas las secciones de la red de media tensión.
  17. 17. Las Pérdidas de Potencia de los transformadores son la suma de las pérdidas de potencia activa de los transformadores. Las pérdidas de potencia están dadas por la siguiente relación: ( ) √ 2 ( ) Donde: [ ] [ ] Las Pérdidas de Potencia en la red de baja tensión es el resultado de las pérdidas de potencia activa en todas las secciones de la red de baja tensión. El porcentaje de pérdidas de potencia esta dado por la siguiente ecuación: 2.4.2 Pérdidas De Energía. Las pérdidas de Energía del sistema de distribución están dadas por la sumatoria de las pérdidas de energía de media tensión, las pérdidas de energía de baja tensión, las pérdidas de energía de los transformadores y las pérdidas no técnicas. Las pérdidas de energía de media tensión están dadas por: Las pérdidas de energía de baja tensión están dadas por: ∑
  18. 18. Las pérdidas de energía de los transformadores están dadas por: (( ) ( √ 2 2 2 ) 2 ( )) Las pérdidas no técnicas estan dadas por: El porcentaje de pérdidas de energía esta dado por la siguiente ecuación: Donde: 2.5 TÉCNICAS PARA LA OPTIMIZACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN 2.5.1 Reconfiguración en Alimentadores Primarios. 2.5.1.1 Introducción. El objetivo de la Reconfiguración es el de obtener pérdidas globales mínimas en el sistema, ya que algunas cargas puedan estar suministradas por alimentadores con tramos muy largos por lo que se pueden producir pérdidas en el trayecto; además obtener beneficios tales como el balanceo de carga y el mejoramiento de los niveles de tensión. La Reconfiguración de Alimentadores consiste en transferir carga de un circuito a otro, provenientes o no de distintas subestaciones. El problema a solucionar consiste en determinar en que estado se deben encontrar los seccionadores, de tal manera que cumplan con ciertas condiciones de radialidad del circuito y el que todas las cargas estén servidas
  19. 19. 2.5.1.2 Técnicas y Métodos El tema de reconfiguración ha sido abordado por diversas técnicas y modelos que tienen diferentes grados de complejidad, donde principalmente existen dos tendencias estas son: programación lineal y métodos heurísticos. 2.5.1.3 Algoritmo utilizado por Spard mp. Distribution. Spard mp. Distribution utiliza como base un algoritmo heurístico. El algoritmo se describe a continuación. Vector de frontera: Conjunto de secciones de líneas en que cada nodo pertenece a distinto circuito; inicialmente son las líneas con switches abiertos. Analizar Vector de Frontera: Sea dos nodos A y B separados mediante un seccionador. Se analiza si el Voltaje en el nodo A es mayor que el Voltaje en el nodo B, luego se simula el traspaso del nodo B hacia el circuito que contiene al nodo A, posteriormente se analiza si el voltaje en el nodo B nuevo es mayor que el voltaje en el nodo B antiguo, de ser así se transfiere la carga del nodo B hacia el alimentador que contiene al nodo A; de esta forma la frontera se desplaza un tramo más. Y se continúa hasta que no se obtenga una mejora en el voltaje. INICIO Seleccionar nodos terminales de cada circuito Eliminar cargas laterales y las concentra en el punto más cercana a la barra inicial de cada circuto Formar Vector Frontera* Analizar cada Frontera** Se Puede cambiar Fronteras Terminar si no
  20. 20. 2.5.2. Ubicación de capacitores en Alimentadores Primarios 2.5.2.1 Introducción. El problema general de la ubicación de capacitores o PUC (o CPP, Capacitor Placement Problem), consiste en encontrar la localización de los capacitores y determinar el tipo y tamaño del banco para el Sistema de Distribución en estudio. La instalación de Banco de Capacitores es una herramienta que ayuda a la reducción de pérdidas y utilizada para mejorar el perfil de tensión, aumentando de esta manera la capacidad de las subestaciones y alargando la vida útil de las redes primarias. También se pueden obtener otros beneficios como el de mejorar el factor de potencia y la reducción de cargos por alta demanda de reactivos. 2.5.2.2 Técnicas y Métodos Algunas técnicas y métodos se han implementado para la solución al problema de la ubicación del banco de capacitores, tales como: heurísticas, métodos basados en inteligencia artificial como: algoritmos genéticos, redes neuronales, las regla de los 2/3, programación no lineal 2.5.2.3 Algoritmo utilizado por el Spard mp. Distribution Spard mp. Distribution utiliza programación no lineal, el cual minimiza una función objetivo, en término de costos de inversión en condensadores, más las de las pérdidas del circuito bajo las restricciones de satisfacer las ecuaciones del flujo de carga, para máximas y mínimas cargas sin violar límites de voltaje especificados. El algoritmo con el que trabaja utiliza la ecuación de la reducción de pérdidas sujeta a condiciones económicas. | |2 2 2 2
  21. 21. De la ecuación 2.13 los parámetros conocidos son la R (impedancia del conductor), P (Potencia generada en el nodo) y V (Voltaje en el nodo); por ende el parámetro que se puede variar es Q (carga reactiva en el nodo). La Carga total reactiva, se la puede denotar como la diferencia de la Carga Inductiva y la Carga Capacitiva Por lo tanto la Ecuación 2.13 se puede expresar como: 2 2 2 Este algoritmo también debe estar sujeto a restricciones de tensión esto es Para análisis de costo Spard mp. Distribution utiliza la siguiente ecuación. Donde: [ ] [ ]
  22. 22. CAPITULO III 3. DESCRIPCIÓN DE LA S/E OBRAPÍA Y S/E SAN CAYETANO, Y DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS DE OPERACIÓN 3.1 Descripción del sistema eléctrico de EERSSA 3.2 Área de concesión 3.3 Etapas de obtención de información 3.4 Descripción de la subestación Obrapía
  23. 23. 3.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE EERSSA La Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. (EERSSA) empresa distribuidora de energía eléctrica, cuyo objetivo es cumplir y hacer cumplir el marco Jurídico establecido para el sector eléctrico formado por la Constitución, Leyes, Reglamentos y Regulaciones. 3.2 ÁREA DE CONCESIÓN La EERSSA a partir del 19 de marzo de 1973, brinda su servicio en las provincias de Loja, Zamora Chinchipe y Gualaquiza de la provincia de Morona Santiago. Cuenta con cuatro subestaciones en la ciudad de Loja los cuales son:  Subestación Norte  Subestación Sur  Subestación San Cayetano  Subestación Obrapia Está cuenta con los siguientes niveles de tensión: NIVELES ZONAS TENSIÓN Alta tensión Sistemas de distribución 69 (kV) Media tensión Zona Loja 13.8/7.97 (kV) Zona Oriental 22/12.7 (kV) Baja tensión Sistemas monofásicos 240/120 (V) Sistemas trifásicos 220/127 (V) Tabla 2 3.3 AREA DE ESTUDIO El área de estudio será la parte céntrica de la ciudad de Loja
  24. 24. Fig. 3.1 3.4 ETAPAS DE OBTENCIÓN DE INFORMACIÓN Una buena modelación del sistema es importante ya que se trata de tener una configuración real, para lograrlo es necesario realizar con detalle y precisión el levantamiento de los componentes de la red. Sin embargo este proceso ya fue realizado momentos antes, lo que en este proyecto se realizara un estudio del proceso que se utilizo para el levantamiento información. 3.4.1 Levantamiento de información de la subestación Datos importantes para realizar el levantamiento:  Cada una de las subestaciones se identifica con único código, de tal forma que no pueda repetirse.  Determinar el nombre y ubicación de la subestación.  El voltaje principal, la carga pico que soporta, capacidad instalada.  Fijar el número de alimentadores, el código y nombre con que se identifican.  Es de Suma importancia es la identificación de la salida del alimentador.  Obtener los datos de las placas de los transformadores.  Necesario tener las demandas del alimentador. 3.4.2 Levantamiento de información de la troncal Se identifica los siguientes aspectos:  La secuencia de las fases A B C del alimentador.
  25. 25.  A partir del primer poste, puntualizar el tipo, la altura, tipo de estructura (de acuerdo a las normas establecidas por la EERSSA), la longitud, el tipo de conductor, el número de fases, y el código proporcionado a este. Así se repite para cada uno de los postes.  El código de la sección de línea, su longitud, el tipo de conductor, clase de sección (aérea o subterránea), detallar el numero de fases.  Al instante de localizar los transformadores es necesario notar el código, la capacidad, la conexión, y marca.  El código del condensador donde también debe ser único y de modo que no puede repetir por ninguna circunstancia, particularizar la capacidad y voltajes nominales. Además identificar a las fases y el tipo de conexión de condensador.  En los seccionadores se procede de igual forma designando un código, descripción textual de estos, voltajes, corrientes nominales, la fase a la cual esta conectado, tipo (trifásico o conectado a cada una de las fases), importante es el estado del transformador si esta abierto o cerrado.  Al igual que los equipos anteriores se asigna un código, y una descripción textual con el regulador con las diferencias que debe especificar la impedancia en porcentaje, la capacidad y voltajes nominales. Las fases a las que esta conectado, el tap mínimo y máximo a las que soporta el regulador como también identificar el tap actual de este.  La información necesaria para el fusible es un código, el tipo, curva, corriente nominal y las fases. 3.5 DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN OBRAPÍA Fig.3.2
  26. 26. La subestación Obrapía (01) ubicada al Noroeste de la ciudad de Loja, en la parroquia Obrapía en las calles vía Villonaco y Shushu-Huaico. De tipo convencional la cual tiene barra principal y de transferencia su función es que además de reducir de 69Kv a 13.8Kv, sirve de enlace hacia las subestaciones de Norte, Sur, San Cayetano y Catamayo. La subestación recibe energía directamente del Sistema Nacional Interconectado (SNI), esta tiene una capacidad de 10MVA, con ONAN y 12,5 de ONAF. Cuenta con dos transformadores cada uno de 5MVA, marca PAUWELS TRAFO BELGIUM, con grupo de conexión YNyn0d5 del año 1977. Cuenta con seis alimentadores:  Alimentador Chontacruz  Alimentador IV Centenario  Alimentador Hospital  Alimentador Celi Román  Alimentador Villonaco  Alimentador Consacola Fig.3.3 3.5.1 Área de influencia de la subestación Obrapía La subestación Obrapía brinda energía eléctrica a la zona céntrica y a la zona Noreste de la ciudad de Loja.
  27. 27. 3.5.2 Alimentadores primarios utilizados para el análisis de la Subestación ObrapÍa Para el presente estudio vamos a considerar cuatro alimentadores que se describirá a continuación debido a que se tomara los alimentadores que abastecen a la parte céntrica de la ciudad de Loja. En una forma general en cada uno de los alimentadores se encuentra constituido por las siguientes tipos de estructuras: TIPO DE ESTRUCTURAS: en todo el trayecto de este alimentador cuenta con los siguientes tipos de estructuras, cabe recalcar que las siglas que se mostraran a continuación son propias de la Empresa Eléctrica Regional del Sur. CARACTERISTICAS DEL CIRCUITO Descripción Tipo Cantidad TiposdeEstructuras RC 113 RU 382 SV 182 RRU 97 SU 435 AU 118 RRV 24 P 63 PP 16 ARR 4 RRC 65 AR 4 SC 168 AC 85 HRR 14 RV 52 AV 15 TOTAL 1837 3.5.2.1 Descripción del alimentador Chontacruz Brevemente se detallara como esta constituido el alimentador
  28. 28. CUBRE A LAS CALLES PRINCIPALES: Vía de Integración Barrial, Vía Obrapía, Av. Eugenio Espejo, Paraguay, Brasil, Colombia, Canadá, Estados Unidos, Venezuela, Argentina, , España, México, Perú, Huaoranis, Galcochima , Grecia, Guayana, Rumiñahui. Fig.3.4 TRANSFORMADORES: a continuación se mostrara los tipos de transformadores que se encuentran en todo el recorrido de alimentador con sus respectivas capacidades y marca. ALIMENTADOR CHONTACRUZ TRAFOS CANTIDAD CAPACIDAD (KVA) MARCA BANCOS 3 BCO_3x10_BGA Westinghouse 3 BCO_3x25_BGA Ecuatran, Moretran MONOFASICOS 4 TRF_3_1_BG Jimm Electric , Rymel 10 TRF_5_1_BG Ecuatran,Rymel,Jimm Electric,Magnetron,Howard,Rymel 2 TRF_5_1_CG Rymel , Ecuatran 3 TRF_7.5_1_BG Cesa,Federated 38 TRF_10_1_BG General Electric, Ecuatran, Magnetron, Westinghouse, Abb, Ermco, Siemens, Inatra, Wagner, Cooper 6 TRF_10_1_CG Ecuatran, Inatra 50 TRF_15_1_BG Ermco, Rymel , Ecuatran, Inatra , Westinghouse, Inatra, Wagner,
  29. 29. Allis Chalmers, Siemens, Moretran,General Electric, Howard, Abb 5 TRF_15_1_CG Rymel,Inatra 53 TRF_25_1_BG Moretran,Ecuatran, Inatra,Mc Graw, Westinghouse, 17 TRF_37.5_1_BG Ecuatran,Inatra,Siemens,Ermco,Si emens,Westinghouse , Moretran, Cooper 10 TRF_50_1_BG Westinghouse, Ecuatran TRIFASICOS 1 TRF_30_3_FEC Ecuatran 1 TRF_50_3_FEC Inatra Generalmente se podría decir que el alimentador esta constituido por: ALIMENTADOR CHONTACRUZ Número de transformadores 206 Potencia total instalada (KVA) 4232 Número de nodos eléctricos 986 Número de líneas 984 Longitud total (m) 41046.8 3.5.2.2 Descripción del alimentador IV Centenario CUBRE A LAS CALLES PRINCIPALES: Miguel Riofrío, Maximiliano R., Venezuela, Inés Jiménez, Ramón Pinto, Alonso de Mercadillo, Av. Pio Jaramillo, Quinara, Paracas, Av. Manuel Carrión Pinzano, Tnte. M. Rodríguez, José A, Palacios, Macchu Picchu, Av. De Los Incas, Aymaras, Quitumbe, José A. Palacios, Azuay.
  30. 30. Fig.3.5 TRANSFORMADORES: Alimentadores IV Centenario TRAFOS CANTIDAD CAPACIDAD (KVA) MARCA BANCOS 2 BCO_2x15_BGE Westinghouse, Ecuatran 1 BCO_2x25_BGE Ecuatran 1 BCO_2x37.5_BGE Westinghouse 5 BCO_3x10_BGA Westinghouse, General Electric, Ecuatran 2 BCO_3x15_BGA Ermco, Westinghouse 1 BCO_3x25_BGA Ecuatran MONOFASICOS 1 TRF_5_1_BG Jimm Electric 1 TRF_10_1_CG Rymel 11 TRF_10_1_BG General Electric, Westinghouse, Ecuatran , Allis Chalmers, 1 TRF_15_1_CG Ecuatran, Westinghouse, Cooper
  31. 31. 21 TRF_15_1_BG Ecuatran, Westinghouse, Cooper 2 TRF_25_1_DG Ecuatran, Inatra 35 TRF_25_1_BG Westinghouse, Ecuatran, Rymel, General Electric, Wagner, Ermco, Moretran 5 TRF_37.5_1_BG Abb, Ecuatran , Westinghouse, 3 TRF_50_1_BG Ecuatran, Westinghouse, Cooper TRIFASICOS 3 TRF_30_3_FEC Inatra, Cooper 1 TRF_45_3_IEC Inatra 1 TRF_45_3_FEC General Electric 1 TRF_50_3_FEC Ecuatran 1 TRF_50_3_IEC Ecuatran 1 TRF_60_3_IEC Transfotur 1 TRF_75_3_IEC Inatra 1 TRF_100_3_FEC Inatra 1 TRF_150_3_IEC Unido S.A. ALIMENTADOR IV CENTENARIO Número de transformadores 103 Potencia total instalada (KVA) 2882.5 Número de nodos eléctricos 340 Número de líneas 339 Longitud total (m) 11495.1 3.5.2.3 Descripción del alimentador Hospital
  32. 32. CUBRE A LAS CALLES PRINCIPALES: Av. Manuel Carrión Pinzano, Ramón Pinto, J.A. Eguiguren, 18 Noviembre, Miguel Riofrío, S. Juan de Dios, Colón, Eplicachima, Juan J. Samaniego, 10 de Agosto, José María Peña, Calcochima, Av. Universitaria. Fig.3.6 TRANSFORMODARES (KVA): Alimentadores Hospital TRAFOS CANTIDAD CAPACIDAD (KVA) MARCA 1 BCO_2x25_BGE Ecuatran 2 BCO_3x10_BGA General Electric, Ermco 6 BCO_3x15_BGA Wagner, Westinghouse, Allis Chalmers, Edisson, Ecuatran 3 BCO_3x25_BGA Westinghouse, Ecuatran 2 BCO_3x37.5_BGA Ecuatran 1 BCO_3x100_DGA Ecuatran MONOFASICOS 1 TRF_7.5_1_BG Cesa 9 TRF_10_1_BG Westinghouse, Ecuatran, Siemens, Cesa, Inatra, General Electric, Allis Chalmers 2 TRF_15_1_CG Ecuatran 13 TRF_15_1_BG Siemens, Mc Graw, General Electric, Ermco, Ecuatran, Inatra 4 TRF_25_1_DG Ecuatran, Inatra 19 TRF_25_1_BG Ecuatran Westinghouse, Inatra, Moretran 1 TRF_37.5_1_DG Inatra 13 TRF_37.5_1_BG Westinghouse, Ecuatran, Inatra, Moretran, Wagner 4 TRF_50_1_BG Ecuatran, Ermco, Inatra TRIFASI COS 2 TRF_30_3_IEC Inatra 2 TRF_30_3_FEC Padmounted, Ecuatran
  33. 33. 1 TRF_45_3_IBC Inatra 3 TRF_45_3_FEC Aeg 3 TRF_50_3_FEC Ecuatran, Wagner, Magnetron 3 TRF_50_3_IEC Ecuatran, Inatra 1 TRF_75_3_E Ecuatran 4 TRF_75_3_FFC Magnetron 1 TRF_75_3_FDC Siemens 4 TRF_75_3_FBC Ecuatran 4 TRF_75_3_IEC Ecuatran, Rymel 2 TRF_100_3_IEC Ecuatran, Inatra 1 TRF_112.5_3_FEC Inatra 1 TRF_125_3_IEC Ecuatran 2 TRF_150_3_FEC Ecuatran, Siemens 1 TRF_160_3_FEC Inatra 1 TRF_200_3_FCC Ecuatran 1 TRF_200_3_IFC Ecuatran 1 TRF_225_3_FEC Siemens 1 TRF_300_3_IEC Ecuatran 1 TRF_500_3_IEC Pauwels ALIMENTADOR HOSPITAL Número de transformadores 127 Potencia total instalada (KVA) 7675 Número de nodos eléctricos 320 Número de líneas 319 Longitud total (m) 10089.2 3.5.2.4 Descripción del alimentador Celi Román CUBRE A LAS CALLES PRINCIPALES: Puebla, Av. Manuel Carrión, José Riofrío, Ramón Burneo, Benjamín Pereira, Av. Cuxibamba, Av. Gran Colombia, Guaranda, Juan María Riofrío, Mons. Francisco Valdivieso, Francisco Valdivieso, Francisco Arias, Puebla, Clotario Paz, Manuel Vivanco, Riobamba, Santo Domingo De Los Colorados.
  34. 34. Fig.3.7 TRANSFORMADORES: ALIMENTADORES CELI ROMÁN TRAFOS CANTIDAD CAPACIDAD (KVA) MARCA BANCOS 2 BCO_2x10_BGE Ecuatran, Rymel 1 BCO_2x15_BGE Ermco 1 BCO_3x10_BGA General Electric 1 BCO_3x15_BGA Wagner, Westinghouse, Allis Chalmers, Edisson, Ecuatran 1 BCO_3x25_BGA Westinghouse, Ecuatran 1 BCO_3x37.5_BGA Ecuatran 1 BCO_10_15_BGE Ecuatran 1 BCO_15_50_BGE Cesa 1 BCO_7.5_50_BGE Westinghouse, Ecuatran, Siemens, Cesa, Inatra, General Electric, Allis Chalmers 1 BCO_15_37.5_BGE Ecuatran MONOFASICOS 4 TRF_5_1_BG Siemens, Mc Graw, General Electric, Ermco, Ecuatran, Inatra 1 TRF_10_1_CG Ecuatran, Inatra 18 TRF_10_1_BG Ecuatran Westinghouse, Inatra, Moretran 1 TRF_15_1_CG Inatra 36 TRF_15_1_BG Westinghouse, Ecuatran, Inatra, Moretran, Wagner 3 TRF_25_1_DG Ecuatran, Ermco, Inatra 37 TRF_25_1_BG Inatra 1 TRF_37.5_1_DG Ecuatran 21 TRF_37.5_1_BG Inatra
  35. 35. 5 TRF_50_1_BG Ecuatran, Inatra 2 TRF_30_3_IEC Ecuatran, Wagner, Magnetron TRIFASICOS 5 TRF_30_3_FEC Ecuatran, Inatra 1 TRF_45_3_FEC Ecuatran 1 TRF_50_3_EEC Magnetron 4 TRF_50_3_FEC Siemens 1 TRF_75_3_IEC Ecuatran 2 TRF_75_3_FEC Ecuatran, Rymel 1 TRF_100_3_FEC Ecuatran, Inatra 1 TRF_112.5_3_FBC Inatra 1 TRF_150_3_IJC Ecuatran 1 TRF_150_3_IEC Ecuatran, Siemens 1 TRF_315_3_IEC Inatra ALIMENTADOR CELI ROMAN Número de transformadores 162 Potencia total instalada (KVA) 5105 Número de nodos eléctricos 482 Número de líneas 481 Longitud total (m) 15574.8 3.5.3 Cálculo de la demanda Se obtuvo la demanda de los alimentadores de todo el año 2011, para poder determinar los parámetros se escogió el día y la hora donde se produjo la demanda máxima de cada uno de los alimentadores. 3.5.3.1 Demanda máxima Se obtuvieron estos datos del día de consumo máximo ALIMENTADOR DIA DE LA DEM. MAXIMA HORA DE LA DEM. MAXIMA POT. ACTIVA (KW) POTENCIA REACTIVA (KVAR) POT. APARENTE (KVA) FACTOR DE POTENCIA IR IS IT Chontacruz 20/01/2011 14:15 2995 1404 3307,75 0,89 151 147 133 IV Centenario 14/05/2011 10:45 2525 1113 2759,42 0,91 103 128 125 Hospital 17/03/2011 17:45 2390 807 2522,57 0,89 98 101 121 Celi Roman 08/04/2011 21:30 2833 423 2864,41 0,89 107 151 11
  36. 36. 3.5.3.2 Demanda mínima ALIMENTADOR DIA DE LA DEM. MAXIMA HORA DE LA DEM. MAXIMA POT. ACTIVA (KW) POTENCIA REACTIVA (KVAR) POT. APARENTE (KVA) FACTOR DE POTENCIA IR IS IT Chontacruz 01/01/2011 6:43 618 417 745,53 0,81 39 35 15 IV Centenario 08/05/2011 6:30 474 286 553,6 0,84 18 28 22 Hospital 30/03/2011 4:30 613 384 723,34 0,84 28 27 36 Celi Román 17/04/2011 16:15 524 119 537,34 0,94 16 34 17 3.5.4 Cálculo de los parámetros eléctricos de los alimentadores en análisis de la subestación de ObrapÍa Para la realización de estos cálculos utilizamos información mediante la base de datos de Spard de enero del 2012, además se baso en las formulas descritas anteriormente. 3.5.3.1 Cálculo de los parámetros eléctricos Para el cálculo de la demanda promedio se utilizó la , para ello se trabajó en el mes de demanda máxima. El cálculo del factor de carga, factor de demanda se obtuvo a partir de las y ALIMETADOR CAP. INSTALADA (KVA) DEM. PROMEDIO (KW) FACTOR DE DEMANDA FACTOR DE CARGA FACTOR DE POT. PROMEDIO ENERGIA ACTIVA(KWh- mes) ENERGIA REACTIVA (KVARh- mes) Chontacruz 4232 1035,39 0,78 0,35 0,865 770329,5 381415,5 IV Centenario 2882,5 862,2 0,96 0,34 0,87 641477,25 307701,25 Hospital 7675 1350 0,33 0,565 0,94 1004487 433883,25 Celi Román 5105 1193,3 0,572 0,42 0,97 859178,5 402602 3.5.5 Estudio de flujo de potencia El análisis de Flujo de potencia permite determinar la potencia activa y reactiva en cada línea del sistema y también proporciona las tensiones en cada una de las barras, para condiciones dadas. El flujo de carga es muy importante para la operación y planeación de sistemas eléctricos de potencia y sus mejores condiciones.
  37. 37. PROCEDIMIENTO 1. Ingresar los datos de lectura de alimentadores a fecha y hora de demanda máxima, estos datos (trifásicos como monofásicos) son los siguientes:  Potencia activa  Potencia reactiva  Energía activa  Energía reactiva  Corriente  Factor de potencia  voltaje 2. Asignar datos de factor de carga, factor de potencia promedio, factor de demanda, factor de perdidas (donde el Spard calcula internamente) 3. Configuración topológica de la red de media tensión 4. Asignación de carga en media tensión, escogiendo la segunda opción (lectura proporcional a la capacidad de los transformadores) 5. Flujos de carga balanceados en media tensión 6. Flujos de carga desbalanceados en media tensión 3.5.5 Algoritmo Del Flujo De Carga Balanceado Primario En un sistema radial, acumula las cargas por secciones, en la primera sección se acumulan las cargas que fluyen por esta y las totaliza como P+ jQ, que es la suma de las cargas de los demás nodos, más las pérdidas en las secciones aguas abajo. Las pérdidas en las secciones no son conocidas con anterioridad, para ello se sigue los siguientes pasos:
  38. 38. NO SI 3.5.6 Algoritmo Del Flujo De Carga Desbalanceado Primario El algoritmo que se emplea para calcular el flujo de carga desbalanceado, es análogo al flujo de carga balanceado, sólo que en este caso los cálculos se hacen por fase. Ingreso de datos del sistema Tensiones iniciales 1.0 en p.u. Ploss Ri Pi 2 Qi 2 VRi 2 Qloss Xi Pi 2 Qi 2 VRi 2 Xi reactancia de la secci n i Pi Qi Cargas acumuladas que fluyen por la secci n i Cálculos de las pérdidas en las secciones: Donde: Ri resistencia de la secci n i VR 4 VR 2 P R Q X Vs 2 R2 X2 P2 Q2 Resolver: Calcular flujos de potencia Finalizar ¿Los nuevos voltajes se encuentren dentro de un error permitido?
  39. 39. Asigne voltajes iniciales en las fases de todos los nodos del sistema. Ii Pi jQi Vi yig Vi Iib Pib jQib Vib yigb Vib Iic Pic jQic Vic yigc Vic Ii Iib Iic fasores de corrientes inyectadas en las fases a b c del nodo i 𝑃𝑖𝑎 𝑃𝑖𝑏 𝑃𝑖𝑐 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎𝑠 𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑛𝑜𝑑𝑜 𝑖 𝑄𝑖𝑎 𝑄𝑖𝑏 𝑄𝑖𝑐 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎𝑠 𝑟𝑒𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑛𝑜𝑑𝑜 𝑖 𝑦𝑖𝑔𝑎 𝑦𝑖𝑔𝑏 𝑦𝑖𝑔𝑐 𝐴𝑑𝑚𝑖𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎𝑠 𝑎 𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑞𝑢𝑒 𝑒𝑠𝑡 𝑛 𝑐𝑜𝑛𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑎𝑠 𝑎𝑙 𝑛𝑜𝑑𝑜 𝑖 𝑉𝑖𝑎 𝑉𝑖𝑏 𝑉𝑖𝑐 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑛𝑜𝑑𝑜 𝑖 Calcular las corrientes inyectadas en los nodos para cada una de las fases: Calcular las corrientes (por fase) que fluyen por las líneas Calcular las caídas de voltaje (por fase) desde la subestación hasta el final del circuito Calcular los voltajes nodales y por fase en cada fase de cada nodo de acuerdo a las caídas calculadas anteriormente La variación en voltajes es muy pequeña Calcule pérdidas y flujos Finalizar
  40. 40. Escenario de demanda máxima Al correr flujo de carga tanto balanceado como desbalanceado se obtiene como resultado (ver en el anexo1) lo siguiente: FLUJOS DE POTENCIA A DEMANDA MAXIMA ALIMENTADOR PERDIDAS DE POTENCIA CAIDA DE TENSION REGULACION DE TENSION FACTOR DE POTENCIA Chontacruz Considerable sobrepasa limites Considerable Bajo IV Centenario Considerable Considerable Considerable Bajo Hospital Considerable Considerable Considerable Considerable Celi Roman Considerable Considerable Considerable Considerable Escenario de demanda mínima Los resultados de correr flujos balanceados y desbalanceados se encuentran en el (anexo 1), se puede decir que el sistema tiene los siguientes problemas: FLUJOS DE POTENCIA A DEMANDA MINIMA ALIMENTADOR PERDIDAS DE POTENCIA CAIDA DE TENSION REGULACION DE TENSION FACTOR DE POTENCIA Chontacruz Considerable sobrepasa limites Considerable Bajo IV Centenario Considerable Considerable Considerable Bajo Hospital Considerable Considerable Considerable Bajo Celi Roman Considerable Considerable Considerable Considerable
  41. 41. CAPITULO IV 4.- ESTUDIO DE RECONFIGURACIÓN Y OPTIMIZACIÓN DE LOS ALIMENTADORES DE LA SUBESTACIÓN OBRAPIA. 4.1 RECONFIGURACIÓN DE LOS ALIMENTADORES PRIMARIOS 4.2 UBICACIÓN DE CAPACITORES.
  42. 42. 4.1 Reconfiguración de los alimentadores primarios. La Reconfiguración de alimentadores emprendido en este estudio se realiza en base en los siguientes criterios:  Se limita las maniobras de abrir y cerrar seccionadores para la transferencia de carga de una sección del alimentador a otra sección del mismo alimentador, y la transferencia de carga entre alimentadores que se encuentran con demasiado carga hacia otros alimentadores menso cargados; con el fin de que el costo de la reconfiguración no se eleve, obteniendo de esta manera la mejor configuración disminuyendo las pérdidas.  Considerar una caída máxima en los niveles de tensión de 3,5 % referido al valor nominal.  Reutilizar si es el caso de equipos disponibles PROCEDIMIENTO PARA LA REALIZACION ÓPTIMA DE LA TRANSFERENCIA  Se escoge los puntos donde se realiza el seccionamiento de la carga y la transferencia. Esta función se debe adaptar a los requerimientos del estudio como son: Minimizar el nivel de pérdidas de potencia del alimentador y mantener los niveles de voltaje y sobrecarga en condiciones aceptables. Cambios que se realizó antes de la reconfiguración Fig.4.1 SW SECCION ELNODE1 ELNODE2 ESTADO INICIAL USO INICIAL SECC_0111_0 112 SLM_000665_ 0111 NEM_000664_ 0111 NEM_000665_ 0111 ABIERTO SEPARABA CONTACRUZ CON IV CENTENARIO ESTADO ACTUAL USO ACTUAL TIPO DIRECCIÓN CERRADO IV CENTENARIO CUCHILLA VENEZUELA Y ARGENTINA
  43. 43. Fig.4.2 SW SECCION ELNODE1 ELNODE2 ESTADO INICIAL USO INICIAL SW2040 SLM_CE0054_0111 NEM_000293_0111 NEM_CE0054_0111 CERRADO CHONTACRUZ ESTADO ACTUAL USO ACTUAL TIPO DIRECCIÓN abierto SEPARA CHONTACRUZ CON IV CENTENARIO FUSIBLE PARAGUAY Y S/N Fig.4.3 SW SECCION ELNODE1 ELNODE2 ESTADO INICIAL USO INICIAL SW2714 SLM_000629_0111 NEM_000629_0111 NEM_000628_0111 CERRADO CHONTACRUZ ESTADO ACTUAL USO ACTUAL TIPO DIRECCIÓN abierto SEPARA CHONTACRUZ CON IV CENTENARIO
  44. 44. Fig.4.4 SW SECCION ELNODE1 ELNODE2 ESTADO INICIAL USO INICIAL SW2911 MVLS9047 MVEL9902 NEM_002343_0114 ABIERTO SEPARABA CELI ROMAN CON NORT ESTADO ACTUAL USO ACTUAL TIPO DIRECCIÓN CERRADO NORTE FUSIBLE PEDRO DE CIANCA Y DIEGO DE VACA Fig.4.5 SW SECCION ELNODE1 ELNODE2 ESTADO INICIAL USO INICIAL SW2042 SLM_000314_0111 NEM_000313_0111 NEM_000314_0111 CERRADO CHONTACRUZ ESTADO ACTUAL USO ACTUAL TIPO DIRECCIÓN abierto CHONTACRUZ FUSIBLE AV. EUGENIO ESPEJO Y S/N
  45. 45. Fig.4.6 SW SECCION ELNODE1 ELNODE2 ESTADO INICIAL USO INICIAL SECC_0112_01 13 SLM_SEC0112_01 13 NEM_006088_01 12 NEM_006088_01 13 ABIERTO Separaba Hospital con IV centenario ESTADO ACTUAL USO ACTUAL TIPO DIRECCIÓN CERRADO Hospital CUCHILLA Ramon Pinto y Miguel Riofrio
  46. 46. TOPOLOGIA DESPUES DE LA TRANSFERENCIA CHONTACRUZ Fig.4.7 IV CENTENARIO Fig.4.8
  47. 47. HOSPITAL Fig.4.9 CELI ROMAN RESULTADOS DE LA RECONFIGURACION DE LOS ALIMENTADORES Revisar el anexo 2. ANALISIS DE RESULTADOS Se compara los resultados del estado inicial con los resultados de la transferencia de carga, en general se nota una mejoría con respecto a este parámetro eléctrico en los alimentadores en estudio excepto.
  48. 48. Con la reconfiguración se obtuvo los siguientes logros. FLUJOS DE POTENCIA A DEMANDA MINIMA ALIMENTADOR PERDIDAS DE POTENCIA CAIDA DE TENSION REGULACION DE TENSION FACTOR DE POTENCIA Chontacruz Disminuyeron Dentro de los limites Disminuyo Bajo lo regulado IV Centenario Aumentaron Incremento pero está dentro de lo permitido incremento pero se encuentra dentro de lo permitido Se mantuvo Hospital Disminuyeron Se mantuvieron igual Se mantuvieron igual Se mantuvieron igual Celi Román Disminuyeron Se mantuvieron igual Se mantuvieron igual Se mantuvieron igual En forma global se obtiene un ahorro de pérdidas de energía alcanza un total de 1383,6 KWh/mes. Más adelante se mostrara el análisis de costo-beneficio, así poder determinar si es rentable el estudio. 4.2 UBICACIÓN DE BANCO DE CAPACITORES Mejorar los perfiles de tensión, reducir perdidas eléctricas, mejorar la cargabilidad del conductor y el factor de potencia, es lo que se puede lograr mediante la ubicación de banco de capacitores. PROCEDIMIENTO  Se analiza la curva de demanda mensual del alimentador, la misma indica el comportamiento de la potencia reactiva (ver anexo 3).  Ingresar los datos de demanda activa y reactiva requerida en el programa de simulación.  Correr flujos de carga para demandas máximas y mínimas.  Se procede a realizar ajuste en la ventana del “capacitor placement”. Con el dimensionamiento óptimo de condensadores el programa analizador de redes lo resuelve, usando la programación lineal la que consiste en minimizar una función objetivo en términos de las pérdidas del circuito dando como resultado la cantidad y ubicación de reactivos requeridos por el circuito. Realizado el proceso de simulación, el programa otorga una lista de sugerencias que debemos realizar para obtener los resultados deseados.  Después de ubicar los capacitores en la red, se realiza un nuevo flujo de carga, para contrastar los cambios realizados en el alimentador.
  49. 49. RESUMEN DE RESULTADOS Para la Ubicación de Capacitores se requiere el obtener los resultados de flujos de carga balanceados como desbalanceados. Al ejecutar la aplicación de Ubicación de capacitores; ubicada en la parte del menú de aplicaciones, el programa de simulación da resultados dependiendo de los costos, de energía actual, costo actual de potencia y el costo de capacitores en $/kVAr. Además restringe los valores de factor de carga máximo y mínimo además del voltaje máximo y mínimo. Debido a estas restricciones esta aplicación no converge puesto que no cree conveniente la utilización de Banco de Capacitores obteniendo beneficios en ahorro de energía sin tener que realizar una inversión mayor. Por lo que el resultado de costos frente a beneficio es negativo. Lo que impide la colocación de capacitores para los alimentadores en estudio.
  50. 50. CAPITULO 5 5 ANALISIS DE COSTOS BENEFICIOS 5.1 ANÁLISIS DE COSTO- BENEFICIOS DE LA RECONFIGURACIÓN DE LOS ALIMENTADORES. 5.2 ANÁLISIS DE COSTO-BENEFICIOS DE LA UBICACIÓN DE LOS ALIMENTADORES.
  51. 51. 5. ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO. 5.1 Análisis costo-beneficio de la Reconfiguración de los alimentadores El propósito del análisis costo-beneficio es justificar o no el estudio de reconfiguración de los alimentadores. En la determinación del beneficio de un estudio o proyecto, en lo que se traduce a una rentabilidad, se utiliza métodos como:  Valor presente neto (VPN)  Tasa de retorno de inversión (TIR)  Relación beneficio-costo(B/C)  Tiempo de recuperación de inversión (TRI) Para el análisis del estudio se ha tomado un tiempo de vida de 15 años, que básicamente es el tiempo de vida útil promedio de los equipos de apertura y cierre. Se utiliza una tasa de descuento de 8,17%, las cuales se toman en base a las tasa activas que establece el Banco Central de Ecuador. Según datos de la E.E.R.S.A, el valor promedio para la energía comprada para ese año es de 0,0375 USD EL KWh. Se obtuvo un ahorro de energía por concepto de reducción de pérdidas de 1383,6 KWh/mes como se indicó en el anexo. Por lo tanto el ahorro anual Ahorro de energía anual en dólares: 659,15 USD/año Es necesario considerar que el costo de las perdidas será afectado por la inflación, resultando un incremento notable en el costo de estas. El valor presente aplicando la ecuación:
  52. 52. VP= Valor presente VA=Valor actual I= tasa de interés n=años de proyección USD COSTOS DE INVERSION Los costos de inversión son asociadas con la transferencia de carga, se obtuvieron de los presupuestos realizados para cada modificación considerando los precios unitarios de los materiales a ser utilizados, la mano de obra y costos indirectos. Los costos indirectos son aquellos en los que se incluye, rubros como movilización, combustible, materiales menores, herramientas e imprevistos; por lo que se asigna el 18% del valor de materiales que es el rubro establecido en la empresa eléctrica. COSTO DE INVERSION TRANSFERENCIA DE CARGA-PARA LOS ALIMENTADORES DE OBRAPIA MATERIALES (USD) 3753,85 MANO DE OBRA (USD) 423,72 COSTOS INDIRECTOS (USD) 675,693 TOTAL (USD) 4853,263 TABLA 5.1 En el anexo 4 se detalla el listado de materiales y mano de obra a ser utilizados en la construcción de la solución propuesta. VALOR PRESENTE NETO (VPN) Para obtener el valor presente neto se crea el flujo de caja la cual consiste se explica la siguiente tabla 5.2. Proyecto para 15 años, para obtener mi VAN a mi costo de inversión (ci) le voy sumando mis ingresos, y voy considerando para cada año la tasa de descuento. Como conclusión del resultado del VAN tenemos: Como el VAN>0, la inversión produciría ganancias por encima de la rentabilidad exigida y la propuesta de la transferencia de carga puede darse.
  53. 53. TASA DE RETORNO DE INVERSION (TIR) Es la tasa de interés producida por un proyecto de inversión con pagos e ingresos que ocurren en periodos regulares dentro de un tiempo determinado. En se fue encontrado con una función propia de Excel la cual requiere los flujos de caja. Sin embargo para que el proyecto sea rentable en TIR debe ser mayor a la tasa de descuento. Tabla 5.2 RELACION BENEFICIO-COSTO Es la relación entre el valor presente respecto a la inversión inicial. Donde nuestro proyecto tiene una relación de 1,15, donde como es mayor que 1, esta relación indica que por cada dólar invertido se obtiene 1,15 dólares de beneficio por lo que concluye que la empresa tiene rentabilidad y el estudio es factible de realizarse. TIEMPO DE RECUPERACION DE LA INVERSION Permite medir el plazo de tiempo que se requiere para que los flujos netos de efectivo de una inversión recuperen su costo o inversión inicial. Parece que el proyecto es factible, el tiempo de recuperación es alrededor de 5 años y 3 meses. 5.2 Análisis costo-beneficio de la ubicación de capacitores en los alimentadores El análisis de costo-beneficio no se puede realizar debido a que el programa de análisis no converge. PERIODO 0 1 2 3 4 5 6 8 9 10 11 12 13 14 15 CI -4853 INGRESOS 659,15 659,1 659,1 659,15 659,15 659,147 659,15 659,15 659,1 659,1 659,1 659,1 659,1 659,15 VAN 918,2 TIR 11%
  54. 54. CAPITULO 6 6 ANALISIS DE COSTOS BENEFICIOS 6.1 Conclusiones 6.2 Recomendaciones 6.3 Bibliografía
  55. 55. 6.1 CONCLUSIONES  Al realizar la transferencia de carga en el alimentador primario se destaca una gran mejoría. Luego de haber aplicado diferentes alternativas se mejoró aspectos relativos a niveles de voltaje y sobre todo una reducción de las pérdidas de potencia, esto se debe que se distribuyó de mejor manera las cargas en los alimentadores.  Al realizar la ubicación optima de los bancos de capacitores, la simulación depende de los costos de energía actual, costo actual de potencia y el costo de capacitores, además que restringe los valores de factor de carga máximo y mínimo, también los de tensión máxima y mínima; debido a estas restricciones esta aplicación no converge puesto que no cree conveniente la utilización de Banco de Capacitores.  Como nuestro objetivo es la reducción de pérdidas tanto de potencia como de energía, se puede decir que se logró la disminución; además con el de análisis costo-beneficio nos resultó que el proyecto es rentable para ello la implementación de este estudio es considerable, ya que le permite al sistema eléctrico una mejor condición de operación.
  56. 56. 6.2 RECOMENDACIONES  La planificación de un sistema eléctrico de distribución involucra una gran cantidad de información por lo tanto es necesario la utilización del software Spard mp. Dstribution, para la realización de análisis detallados y eficientes para condiciones de operación actuales y futuras.  De acuerdo al presente estudio la transferencia de carga que se realiza, en media tensión, es muy factible sin embargo en la mayoría de los alimentadores se encuentran dentro de los límites aceptables por lo que se recomienda realizar un estudio de proyección de la demanda para asi poder determinar de aquí en cuantos años se deberían realizar cambios en el sistema.  Finalmente, es importante la continuidad en los estudios del sistema eléctrico de distribución, pues se trata de un sistema dinámico por la cantidad de elementos que posee y por su constante crecimiento. 6.3 BIBLIOGRAFIA [1] SPARD MP DISTRIBUTION, “Guia del Usuario y Manual de referencia. [2] http://www.conelec.gob.ec/normativa.php?categ=1&subcateg=3&cd_centro=4007 [3]http://www.bce.fin.ec/docs.php?path=documentos/Estadisticas/SectorMonFin/TasasIn teres/Indice.htm [4] http://www.zonaeconomica.com/excel/van-tir
  57. 57. ANEXO 1 RESUMEN DE RESULTADOS DE FLUJOS DE POTENCIA ESTADO ACTUAL A DEMANDA MÁXIMA DEMANDA MÁXIMA CHONTACRUZ IV CENTENARIO HOSPITAL CELI ROMAN Potencia Total activa enviada 2880,19 2456,69 2363,02 2336,06 kW Potencia Total reactiva enviada 1416,81 1067,05 783,34 362,63 kVAr Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 901,85 782,69 769,94 848,01 kW Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 959,74 817,63 786,1 658,9 kW Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 964,54 818,17 777,25 807,56 kW Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 429,63 336,25 250,79 127,39 kVAr Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 454,69 349,91 256,65 93,65 kVAr Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 464,63 351,41 253,94 117,68 kVAr Pérdidas de Energía 7513,3 5005,7 8392,8 3871,6 kWh Pérdidas de Potencia 54,06 38,2 29,73 21,59 kW Pérdidas de Potencia 1,877 1,55 1,2581 0,9242 % Pérdidas de Potencia 67,86 29,48 21,96 24 kVAr Pérdidas de Potencia 4,79 2,763 2,803 6,6183 % Máxima Caída de Tensión Fase A 3,23 2,09 1,66 1,58 % Máxima Caída de Tensión Fase B 3,09 1,76 1,61 0,68 % Máxima Caída de Tensión Fase C 3,73 2,11 1,57 1,56 % Máxima Regulación Fase A 3,33 2,14 1,68 1,61 % Máxima Regulación Fase B 3,19 1,79 1,63 0,68 % Máxima Regulación Fase C 3,88 2,16 1,6 1,59 % Corriente en Alimentador Fase A 125,5 107,07 101,74 107,69 A Corriente en Alimentador Fase B 133,44 111,8 103,91 83,56 A Corriente en Alimentador Fase C 134,51 111,93 102,74 102,49 A Longitud Total del Circuito 41,046 11,495 10,09 15,473 Km Factor de Potencia 0,897310097 0,917216902 0,949204203 0,988165061 pu
  58. 58. RESUMEN DE RESULTADOS DE FLUJOS DE POTENCIA ESTADO ACTUAL A DEMANDA MÍNIMA DEMANDA MÍNIMA CHONTACRUZ IV CENTENARIO HOSPITAL CELI ROMAN Potencia Total activa enviada 605,58 461,61 605,66 428,87 kW Potencia Total reactiva enviada 409,88 276,76 378,75 96,42 kVAr Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 192,57 148,82 198,89 156,51 kW Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 205,02 155,68 203,15 122,44 kW Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 205,1 155,53 201,13 149,17 kW Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 129,74 89,11 124,17 35,08 kVAr Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 237,99 93,29 126,98 27,24 kVAr Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 138,52 93,14 125,76 33,26 kVAr Pérdidas de Energía 402 207,2 703,5 135,6 kWh Pérdidas de Potencia 2,89 1,58 2,49 0,75 kW Pérdidas de Potencia 0,4772 0,3423 0,4111 0,1749 % Pérdidas de Potencia 3,63 1,22 1,84 0,84 kVAr Pérdidas de Potencia 0,8857 0,4408 0,48 0,8712 % Máxima Caída de Tensión Fase A 0,79 0,43 0,49 0,31 % Máxima Caída de Tensión Fase B 0,75 0,36 0,48 0,13 % Máxima Caída de Tensión Fase C 0,91 0,44 0,48 0,3 % Máxima Regulación Fase A 0,79 0,43 0,5 0,31 % Máxima Regulación Fase B 0,75 0,36 0,49 0,13 % Máxima Regulación Fase C 0,92 0,44 0,48 0,3 % Corriente en Alimentador Fase A 29,15 21,77 29,43 20,13 A Corriente en Alimentador Fase B 31,02 22,78 30,08 15,74 A Corriente en Alimentador Fase C 31,07 22,76 29,78 19,18 A Longitud Total del Circuito 41,046 11,495 10,09 15,473 Km Factor de Potencia 0,828141895 0,857661737 0,847864579 0,975646647 pu
  59. 59. ANEXO 2 RESULTADOS DE FLUJOS DE POTENCIA DEL ESTADO DESPUÉS DE LA RECONFIGURACIÓN A DEMANDA MÁXIMA DEMANDA MÁXIMA CHONTACRUZ IV CENTENARIO HOSPITAL CELI ROMAN Potencia Total activa enviada 2883,8 2446,17 2362,93 2267,16 kW Potencia Total reactiva enviada 1407 1061,8 783,42 349,42 kVAr Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 919,61 776,97 770,13 838,79 kW Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 949,82 822,46 785,9 626,44 kW Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 962,5 806,29 777,22 781,69 kW Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 436,86 332,31 250,82 125,68 kVAr Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 456,2 352,02 256,59 88,27 kVAr Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 460,48 346,15 254,1 112,85 kVAr Pérdidas de Energía 5819 5300,6 8378,3 3628,9 kWh Pérdidas de Potencia 41,87 40,45 29,68 20,24 kW Pérdidas de Potencia 1,4519 1,6536 1,2561 0,8927 % Pérdidas de Potencia 53,46 31,32 21,92 22,62 kVAr Pérdidas de Potencia 3,7996 2,9497 2,798 6,4736 % Máxima Caída de Tensión Fase A 2,24 2,01 1,65 1,59 % Máxima Caída de Tensión Fase B 2,28 2,34 1,6 0,57 % Máxima Caída de Tensión Fase C 2,69 2,24 1,57 1,53 % Máxima Regulación Fase A 2,29 2,05 1,68 1,62 % Máxima Regulación Fase B 2,33 2,4 1,63 0,58 % Máxima Regulación Fase C 2,76 2,29 1,59 1,55 % Corriente en Alimentador Fase A 127,91 106,22 101,77 106,51 A Corriente en Alimentador Fase B 133,53 112,46 103,88 79,43 A Corriente en Alimentador Fase C 134,05 110,29 102,74 99,19 A Longitud Total del Circuito 36,202 19,46 10,133 14,069 Km Factor de Potencia 0,898735496 0,917310151 0,949191024 0,988330639 pu
  60. 60. RESULTADOS DE FLUJOS DE POTENCIA DEL ESTADO DESPUÉS DE LA RECONFIGURACIÓN A DEMANDA MÍNIMA DEMANDA MÍNIMA CHONTACRUZ IV CENTENARIO HOSPITAL CELI ROMAN Potencia Total activa enviada 609,5 459,2 605,63 416,59 kW Potencia Total reactiva enviada 412,64 275,64 378,86 93,86 kVAr Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 169,57 147,68 198,85 154,87 kW Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 205,25 156,36 203,27 116,5 kW Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 205,42 153,49 201,03 144,51 kW Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 132,5 88,52 124,49 34,88 kVAr Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 138,5 93,92 126,87 25,93 kVAr Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 138,76 91,91 125,67 32,26 kVAr Pérdidas de Energía 314,1 219,6 702,3 127,3 kWh Pérdidas de Potencia 2,26 1,67 2,48 0,71 kW Pérdidas de Potencia 0,3708 0,3637 0,4094 0,17043 % Pérdidas de Potencia 2,88 1,29 1,83 0,79 kVAr Pérdidas de Potencia 0,6979 0,468 0,483 0,8417 % Máxima Caída de Tensión Fase A 0,54 0,42 0,49 0,31 % Máxima Caída de Tensión Fase B 0,56 0,49 0,48 0,11 % Máxima Caída de Tensión Fase C 0,66 0,47 0,48 0,29 % Máxima Regulación Fase A 0,54 0,42 0,5 0,32 % Máxima Regulación Fase B 0,56 0,49 0,49 0,11 % Máxima Regulación Fase C 0,66 0,57 0,48 0,3 % Corriente en Alimentador Fase A 28,76 21,61 29,45 19,92 A Corriente en Alimentador Fase B 31,08 22,9 30,08 14,98 A Corriente en Alimentador Fase C 31,12 22,46 29,76 18,58 A Longitud Total del Circuito 36,202 19,46 10,133 14,069 Km Factor de Potencia 0,82807454 0,857394061 0,84778354 0,975545899 pu
  61. 61. ANEXO 3 CURVAS DE DEMANDAS MENSUALES CHONTACRUZ IV CENTENARIO Demanda Mínima 01/01/2011 - 6:45:00 618 kW Demanda Máxima 20/01/2011-14:15:00 2925 kW Demanda Mímina 01/01/2011 - 6:45:00 417 kVAr Demanda Máxima 20/01/2011-14:15:00 1404kVAr 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0:15:00 22:00:00 20:00:00 18:00:00 16:00:00 14:00:00 12:00:00 10:00:00 8:00:00 6:00:00 4:00:00 2:00:00 0:00:00 22:00:00 20:00:00 18:00:00 16:00:00 14:00:00 12:00:00 10:00:00 8:00:00 6:00:00 4:00:00 2:00:00 0:00:00 21:45:00 20:00:00 18:00:00 16:00:00 14:00:00 12:00:00 10:00:00 8:00:00 6:00:00 Curva de Carga Mensual kW kVAr Demanda mímia 08/05/2011- 6:30:00 474kW Demanda máxima 14/05/2011-10:45:00; 2525 kW Demanda mínima 08/05/2011-6:30:00 286 kVAr Demanda Máxima 14/05/2011-10:45:00 1113 kvAr 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 0:15:00 19:15:00 14:30:00 9:45:00 5:00:00 0:15:00 19:30:00 14:45:00 10:00:00 5:15:00 0:30:00 19:45:00 15:00:00 10:15:00 5:30:00 0:45:00 20:00:00 15:15:00 10:30:00 5:45:00 1:00:00 20:15:00 15:30:00 10:45:00 6:00:00 1:15:00 20:30:00 15:45:00 10:45:00 6:15:00 1:30:00 20:45:00 16:00:00 11:15:00 6:30:00 1:45:00 21:00:00 16:15:00 11:30:00 Curva de Carga Mensual kW kVAr
  62. 62. HOSPITAL Demanda Máxima 17/03/2011-17:45:00 2390 kW Demanda Mínima 30/03/2011-4:30:00 613 kW Demanda Máxima 17/03/2011-17:45:00 807 kVAr Demanda Mínima 30/03/2011-4:30:00 384 kVAr0 500 1000 1500 2000 2500 3000 0:00:00 18:45:00 13:30:00 8:15:00 3:00:00 21:45:00 16:30:00 11:15:00 6:00:00 0:45:00 19:30:00 14:15:00 9:00:00 3:45:00 22:30:00 17:15:00 12:00:00 6:45:00 1:30:00 20:30:00 15:00:00 9:45:00 4:30:00 23:15:00 18:00:00 12:45:00 7:30:00 2:15:00 21:00:00 15:45:00 10:30:00 5:15:00 0:00:00 18:45:00 13:30:00 8:15:00 3:00:00 21:45:00 16:30:00 11:15:00 Curva de Carga Mensual kW kVAr 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 0:15:00 18:00:00 12:00:00 6:00:00 0:00:00 18:00:00 12:00:00 6:00:00 0:00:00 18:00:00 12:00:00 6:00:00 0:00:00 18:00:00 12:00:00 6:00:00 0:00:00 18:00:00 12:00:00 6:00:00 0:00:00 18:00:00 12:00:00 6:00:00 0:00:00 18:00:00 12:00:00 6:00:00 0:00:00 18:00:00 11:45:00 6:00:00 0:00:00 18:00:00 12:00:00 6:00:00 0:00:00 18:00:00 12:00:00 6:00:00 Curva de Carga Mensual kW kVAr
  63. 63. ANEXO 4 MATERIALES MANO DE OBRA UNIDAD CANTIDAD $/UNIDAD TOTAL $/UNIDAD TOTAL Montaje e Instalación Seccionador Tipo Cuchilla o de barra Unipolar c13,8KV GRDY/7,96KV 200A U 9 76,84 691,56 12,31 110,8 Abrir seccionador U 27 - 6,37 172 Cerrar seccionador U 15 - 6,37 95,55 Estribo para derivación, aleación Cu Sn U 54 10,57 570,78 - - Grapa de derivación para linea en caliente de aleacion de Al U 54 14,27 770,58 - - Cruzeta de acero galvanizado, universal, perfil "L" 75*75*6*2000mm(2 61/64*2 61/64*1/4*95") U 9 38,94 350,46 - - Perno U de acero galvanizado, 16mm (5/8") de diam * 150mm (6") de ancho dentro de la U, con 2 tuercas, 2 arandelas planas y 2 de presión U 3 5,34 16,02 - - Pie amigo de acero galvanizado, pletina, simple (3 pernos) 38*4*140-160mm (1 1/2 *11/64 * 5 1/2-6 1/2") U 18 18,51 333,18 - - Abrazadera de acero galvanizado, pletina, simple (3 pernos) 38*4*140-160mm (1 1/2*11/64 *5 1/2- 6 1/2") U 9 5,79 52,11 - - Perno maquina de acero galvanizado, 16mm (5/8") de diam. *51mm (2") de long. Con tuerca, arandela planasa y de presion U 6 1,69 10,14 - - Abrazadera de acero galvanizado, universal, perfil, para escalones de revision 30*6*(260 1 200mm de diam.) (1 3/16*1/4 ^810 1/4 a 7 7/8")) u 72 3,25 234 - - Cruzeta de acero galvanizado, universal, perfil "L" 70*70*6*2000mm(2 3/4*2 3/4*1/4*79") U 9 20,27 182,43 - - Cruzeta de plastico reforzado con fibra de vidrio, universal, perfil "L" 75*75*9*2000mm (2 61/64*23/64*95") U 9 15,6 140,4 - - subtotal 3351,66 378,3 12% 402,199 45,4 3753,86 423,7
  64. 64. UNIVERSIDAD DE CUENCA FACULTAD DE INGENIERIA ESCUELA ELECTRICA PROYECTOS DE POTENCIA RECONFIGURACION Y OPTIMIZACION DE LOS ALIMENTADORES PRIMARIOS DE LA SUBESTACION OBRAPÍA DE LA CIUDAD DE LOJA PROFESOR: ING. Pedro León C. INTEGRANTES:  Pablo Bueno  Carlos Iván Granda  Franklin Vintimilla  Gina Tatiana Peña

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