estudio de reestructuración de la central de generación y
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Universidad de La Salle Universidad de La Salle
Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle
Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería
1-1-2001
Estudio de reestructuración de la central de generación y la red de Estudio de reestructuración de la central de generación y la red de
distribución de Puerto Inírida distribución de Puerto Inírida
Fernanda Victoria Pulido Sotelo Universidad de La Salle, Bogotá
Oscar Andrés Zabaleta Montenegro Universidad de La Salle, Bogotá
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Citación recomendada Citación recomendada Pulido Sotelo, F. V., & Zabaleta Montenegro, O. A. (2001). Estudio de reestructuración de la central de generación y la red de distribución de Puerto Inírida. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/458
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ESTUDIO DE REESTRUCTURACION DE LA CENTRAL DE GENERACION Y LA
RED DE DISTRIBUCION DE PUERTO INÍRIDA
FERNANDA VICTORIA PULIDO SOTELO
OSCAR ANDRES ZABALETA MONTENEGRO
UNIVERSIDAD DE LA SALLE
FACULTAD DE INGENIERIA ELÉCTRICA
CENTRALES Y SUBESTACIONES Y REDES DE DISTRIBUCION
BOGOTÁ 2001
ESTUDIO DE REESTRUCTURACION DE LA CENTRAL DE GENERACION Y LA
RED DE DISTRIBUCION DE PUERTO INÍRIDA
FERNANDA VICTORIA PULIDO S. COD 42941075
OSCAR ANDRES ZABALETA M. COD 42931077
MONOGRAFÍA PARA OPTAR EL TITULO DE INGENIERO ELECTRICISTA
DIRECTOR
PEDRO NEL OVALLE P.
INGENIERO ELÉCTRICO
UNIVERSIDAD DE LA SALLEFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ, 2001
i
Nota de aceptación
------------------------------------------------------
------------------------------------------------------
------------------------------------------------------
------------------------------------------------------ Doctor Hernán Carvajal Osorio Decano Facultad de Ingeniería Eléctrica
----------------------------------------------------- Ingeniero Pedro Nel Ovalle P. Director
----------------------------------------------------- Jurado
----------------------------------------------------- Jurado
Bogotá, ------ ------ ------ Día Mes Año
ii
A Dios por ser el primero y, a nuestros padres, porque siempre nos dijeron sigan
adelante.
iii
AGRADECIMIENTOS
Los autores expresan sus agradecimientos a :
Pedro Nel Ovalle, Ingeniero Eléctrico y Director de Monografía, por sus valiosas
orientaciones y constante motivación para el desarrollo de esta investigación.
Doctor Hernán Carvajal, por su orientación y apoyo en momentos de
incertidumbre.
Fernando Gómez, Ingeniero Electricista, por las pautas que nos brindó al
comienzo de la monografía.
Jorge Alvarez, Ingeniero Civil, IPSE, por su valiosa orientación y colaboración en
las primeras etapas de la monografía.
William Soto, Ingeniero Mecánico, por su apoyo y colaboración en la elaboración
de la monografía.
Sergio Guzmán, Ingeniero Eléctrico, por su ayuda y colaboración desinteresada en
el desarrollo de la monografía.
Y a las diversas Instituciones que directa o indirectamente, nos brindaron su ayuda
para la realización de la monografía.
iv
Ni la Universidad ni el asesor ni el jurado calificador son responsables por las
ideas expuestas por el graduando en este documento.
LISTADO DE TABLAS
pág
TABLA 1.1 Características de los equipos de Generación 22
TABLA 1.2 Características de los transformadores 26
TABLA 3.1 Proyección de la Población en Puerto Inirida 90
TABLA 3.2 Proyección de usuarios en Puerto Inirida 91
TABLA 3.3 Proyección Anual de Demanda de Potencia 92
TABLA 3.4 Proyección Anual de Demanda de energía 93
TABLA 4.1 Generación en Puerto Inírida en 15 años alternativa 1 98
TABLA 4.2 Generación en Puerto Inírida en 15 años alternativa 2 101
TABLA 4.3 Energía diaria generada en 18 y 24 horas 103
TABLA 4.4 Grupos electrógenos de la central de Puerto Inírida 114
TABLA 4.5 Transformadores de la central de Puerto Inírida 119
TABLA 4.6 Costos de operación y mantenimiento alternativa 1 160
TABLA 4.7 Costos de operación y mantenimiento alternativa 2 161
TABLA 5.1 Parámetros generales del circuito 1 164
TABLA 5.2 Transformadores circuito 1 165
TABLA 5.3 Tipos de estructuras circuito 1 165
TABLA 5.4 Alumbrado público circuito 1 165
TABLA 5.5 Parámetros generales circuito 2 166
TABLA 5.6 Transformadores circuito 2 166
TABLA 5.7 Tipos de estructuras circuito 2 166
pág
TABLA 5.8 Alumbrado público circuito 2 167
TABLA 5.9 Parámetros generales circuito 3 167
TABLA 5.10 Transformadores circuito 3 167
TABLA 5.11 Tipos de estructuras circuito 3 167
TABLA 5.12 Alumbrado público circuito 3 168
TABLA 5.13 Pérdidas de Potencia en la red primaria 186
TABLA 5.14 Resumen de los cálculos de regulación C1 189
TABLA 5.15 Resumen de los cálculo de regulación C2 190
TABLA 5.16 Resumen de los cálculos de regulación C3 190
TABLA 5.17 Estado actual de los transformadores C1 191
TABLA 5.18 Estado actual de los transformadores C2 192
TABLA 5.19 Estado actual de los transformadores C3 192
TABLA 5.20 Resumen de los transformadores que no operan normalmente 194
TABLA 5.21 Valor máximo de la regulación en redes de distribución 196
TABLA 5.22 Regulación redes secundarias a 15 años C1 197
TABLA 5.23 Regulación redes secundarias a 15 años C2 198
TABLA 5.24 Regulación redes secundarias a 15 años C3 198
TABLA 5.25 Reposición de transformadores 203
TABLA 5.26 Plan de reposición de transformadores 203
TABLA 5.27 Costo de reestructuración C1T4 205
pág
TABLA 5.28 Costo de reestructuración C1T9 205
TABLA 5.29 Costo de reestructuración C1T15 205
TABLA 5.30 Costo de reestructuración C1T28 205
TABLA 5.31 Costo de reestructuración C2T12 206
TABLA 5.32 Costo de reestructuración red media tensión 206
TABLA 5.33 Costo de reposición de transformadores 206
TABLA 5.34 Ahorro de pérdidas de potencia 208
LISTADO DE FIGURAS
Pág
FIGURA 2.1 Curvas de degradación de potencia 33
FIGURA 2.2 Gráfica de reducción de potencia 34
FIGURA 2.3 Dimensionamiento de un grupo electrógeno 38
FIGURA 2.4 Acople por banda 41
FIGURA 2.5 Voltaje de salida del generador 48
FIGURA 2.6 versión modificada de la anterior 48
FIGURA 2.7 Curva de demanda típica 50
FIGURA 2.8 Circuito típico para un servomotor 57
FIGURA 2.9 Sistema de distribución radial con alimentadores trifásicos
de tres hilos 71
FIGURA 2.10 Sistema de distribución radial con alimentadores primarios
trifásicos de cuatro hilos 72
FIGURA 2.11 Conexión de dos alimentadores para formar anillo 74
FIGURA 2.12 Sistema secundario trifásico, cuatro hilos 75
FIGURA 2.13 Sistema monofásico de tres hilos 76
FIGURA 2.14 Alimentación ocasional de cargas trifásicas en zonas de
alimentaciones monofásicas 77
FIGURA 2.15 Sistema de distribución radial subterráneo 79
FIGURA 2.16 Sistema de distribución en anillo normalmente abierto
para zonas residenciales subterráneas 80
FIGURA 2.17 Sistema de distribución de red automática secundaria 82
FIGURA 2.18 Red automática secundaria para cargas concentradas 83
FIGURA 4.1 Diagrama unifilar situación actual Puerto Inírida 94
FIGURA 4.2 Generación diaria estimada en Puerto Inírida 96
FIGURA 4.3 Generación diaria estimada con servicio 24 horas 103
pág
FIGURA 4.4 Flujo de carga con tres unidades en servicio año 0 alt 1 105
FIGURA 4.5 Flujo de carga con tres grupos en servicio año 15 alt 1 106
FIGURA 4.6 Flujo de carga con dos generadores en servicio año 15 alt 1 106
FIGURA 4.7 Flujo de carga con tres generadores en servicio año 0 alt 2 107
FIGURA 4.8 Flujo de carga con tres generadores en servicio año 15 alt 2 108
FIGURA 4.9 Flujo de carga con dos generadores en servicio año 15 alt 2 109
FIGURA 4.10 Corto circuito monofásico alternativa 1 111
FIGURA 4.11 Cortocircuito trifásico barra 13.2 Kv alternativa 1 111
FIGURA 4.12 Cortocircuito trifásico en todas las barras alternativa 1 112
FIGURA 4.13 Cortocircuito monofásico barra 13,2 Kv alternativa 2 112
FIGURA 4.14 Cortocircuito en todas las barras alternativa 2 113
FIGURA 4.15 Transformador de corriente 127
FIGURA 4.16 Curvas características de los relés de respaldo 128
FIGURA 4.17 Conexión para sincronismo 131
FIGURA 4.18 Diagrama de protecciones 132
FIGURA 4.19 Comportamiento típico del relé de sobrecorriente 133
FIGURA 4.20 Conexión típica del relé de sobrecorriente 133
FIGURA 4.21 Curva de Saturación 148
FIGURA 5.1 Rangos de Compatibilidad de tensión 172
FIGURA 5.2 Limites de Tolerancia de tensión 173
FIGURA 5.3 Diagrama Fasorial 183
LISTADO DE ANEXOS
pag
ANEXO 1 Localización geográfica de Puerto Inírida 213
ANEXO 2 Reportes flujos de carga, alternativa 1 214
ANEXO 3 Reportes flujos de carga, alternativa 2 215
ANEXO 4 Repotes de corto circuito, alternativa 1 216
ANEXO 5 Reporte de corto circuito, alternativa 2 217
ANEXO 6 Tabla para selección de interruptores 218
ANEXO 7 Tabla para la selección de barras 219
ANEXO 8 Curva característica del aluminio 220
ANEXO 9 Características de los conductores 221
ANEXO 10 Tablas de regulación red primaria 222
ANEXO 11 Tablas de pérdidas de potencia pico red primaria 223
ANEXO 12 Diversificación y proyecciones de demanda por usuario 224
ANEXO 13 Tablas de regulación de tensión y diagramas unifilares
de los circuitos de la red secundaria 225
ANEXO 14 Tablas de regulación de los circuitos reestructurados 226
ANEXO 15 Pérdidas de potencia redes secundarias, ctos reestructurados 227
ANEXO 16 Planos 228
xvii
RESUMEN
En este estudio se presenta un modelo para llevar a cabo reestructuraciones desistemas eléctricos pequeños basados en generación diesel, tomando comoescenario la ciudad de Puerto Inírida. La reestructuración se adelantó en la centralde generación, la subestación elevadora de la central y la red de distribución de laciudad en mención.
El trabajo realizado en la central generadora de energía consistió en efectuar unanálisis de las condiciones técnicas de funcionamiento de los grupos electrógenosque allí operan y la respectiva configuración de la subestación. Posteriormente seformularon dos alternativas óptimas desde el punto de vista técnico, que buscansolucionar los problemas actuales de la central, teniendo en cuenta en lapreselección, criterios de mínimo costo. Finalmente se compararon las dosalternativas respecto a su costo, para recomendar cuál es la configuración que sedebe implementar en la central y su respectiva subestación.
Respecto al estudio llevado a cabo en el sistema de distribución, se efectuó unavaloración del funcionamiento de la red, para formular algunas remodelaciones,buscando mejorar la calidad del servicio prestado y disminuir las pérdidaseconómicas que esta situación representa a la empresa operadora del sistema.Todo esto limitado por el componente económico, factor determinante en cualquierdiseño de ingeniería, más en este tipo de región.
En el primer capítulo se realiza una breve descripción del estado actual de lacentral de generación y la red de distribución.
El segundo capítulo sirve como marco de referencia para el posterior análisis dereestructuración, en el cual se abordan conceptos y definiciones básicas de losgrupos electrógenos, sus diversos tipos de aplicaciones, recomendaciones para suselección y procedimientos para dimensionarlos. También se describen diversasconsideraciones como el tipo de carga y variadas formas de operación, al igualque se delinean metodologías para llevar a cabo en forma óptima y eficaz laoperación y mantenimiento de los grupos electrógenos. Todo esto dentro de unmarco normativo formulado por fabricantes y diversas autoridades en el tema.
Respecto a los sistemas de distribución, se describen diversas definiciones, que apesar de su sencillez son de gran utilidad en el desarrollo de cualquier proyectorelacionado con redes de distribución. De otro modo, se enuncian los diferentestipos de redes, de acuerdo a los requerimientos específicos de cada grupo deconsumidores, y se hace énfasis en los condicionamientos a los que estánsometidos este tipo de instalaciones.
xviii
En el capítulo tres se aplica una metodología la cual tiene por objeto caracterizarla demanda de energía de la ciudad, ajustándose a las dificultades propias de loshabitantes de los antiguos territorios nacionales para de este modo hacer unaproyección acertada, utilizando la información recopilada en los diferentes censosque ha realizado el DANE.
El capítulo cuatro se refiere a la optimización del sistema de generación actual,considerando la problemática de la ciudad, con los diversos factores que impidenuna óptima prestación del servicio. Se plantean dos estrategias encaminadas abrindar mejores condiciones técnicas para un eficiente servicio, realizando surespectivo diseño consistente en seleccionar y especificar los grupos electrógenosque se deben implementar, con estudios de flujos de carga y de corto circuito(utilizando el software ”Spard”). Se especifican elementos como interruptores yprotecciones; y se elabora un listado de materiales a utilizar en cada alternativa.Estas dos alternativas se comparan entre sí, analizando fortalezas y falenciastécnicas, para finalmente proceder a elaborar un análisis económico, en el cual seinvolucran variables, tales como costos de inversión inicial, operación ymantenimiento, análisis que es tomado como base para recomendar la alternativaque más se ajusta a las necesidades energéticas de la población.
En el quinto y último capítulo, se efectúa una detallada descripción del sistema dedistribución, con su valoración técnica, la cual contempla el análisis de regulacióny pérdidas de potencia, tanto de la red primaria, como de la secundaria y seformula una estrategia para mejorar el sistema de distribución de la ciudad.También se realiza un plan de sustitución de transformadores de acuerdo con elcrecimiento de la demanda de energía descrito en el capítulo 3. Finalmente, seelabora un análisis sobre los costos que implica adelantar la reestructuración en lared, en el cual vemos que sí es viable económicamente realizar la inversión queeste estudio plantea, en comparación con una operación deficiente y de bajacalidad en el servicio, como ocurre en la actualidad.
De este modo, se han cumplido a cabalidad los objetivos de este estudio.
xix
INTRODUCCIÓN
A pesar de la gran cantidad de sistemas de avanzada tecnología que existen en
nuestros tiempos, destinados a producir electricidad, la utilización de grupos
electrógenos sigue siendo una alternativa eficaz para resolver los problemas
energéticos de distintos tipos de usuarios, bien sean estos de sectores tan
diversos como el industrial, comercial, de salud, recreación o, como en el caso
concreto que se analiza en este estudio, habitantes de zonas remotas, que
además de estar bastante alejados de puntos de interconexión con algún sistema
nacional o regional, no cuentan con recursos naturales tales como el carbón, gas o
recursos hídricos utilizables en la industria de la generación de energía eléctrica.
Es por eso que hemos centrado nuestros esfuerzos en plantear estrategias, que
permitan aprovechar al máximo las bondades que nos brindan este tipo de
máquinas, surgiendo el interés por trabajar en la reestructuración de los sistemas
de generación y distribución de la ciudad de Puerto Inírida, buscando dar solución
a algunas dificultades técnicas que se presentan, sobre todo, en lo concerniente a
su central de generación, la cual implementa grupos electrógenos. Las falencias
en cuanto a infraestructura eléctrica se refiere, derivan de la falta de una
planeación adecuada con la cual fue creciendo el sistema.
Respecto al análisis del componente de distribución del sistema eléctrico, siempre
es conveniente adelantar evaluaciones acerca de su funcionamiento, en sistemas
que como este se ha construido por partes, dependiendo de los recursos con que
se cuenta en el momento de la obra. Por este motivo es que se ha adelantado un
diagnóstico del estado de la regulación de tensión y las pérdidas de potencia de la
red de Puerto Inírida, para determinar la conveniencia que representa para la
empresa, llevar a cabo la reestructuración formulada en este estudio.
xx
Considerando la obligación que la electrificadora tiene con sus usuarios de
prestarle un servicio de calidad, de acuerdo a las disposiciones legales exigidas
por los entes reguladores de este bien público, así no sea atractivo
económicamente para la empresa encargada de operar los sistemas de
distribución y generación, en este caso de la ciudad de Puerto Inírida, se debe
buscar un equilibrio entre las inversiones a realizar, el presupuesto con el que
cuenta y el beneficio social y económico de la póblación que resultará de la
inversión. De lo contrario, por una parte, pueden ser sancionados, o de otro modo,
se hace inviable la empresa. Este estudio solamente compara entre si dos
alternativas de generación de energía y escoge la más económica, en cuanto a su
parte de generación y, respecto a la red, identifica cuales son los problemas de
esta, y procede a plantear soluciones. En ningún momento pretende dar solución
a la problemática en conjunto de la empresa.
El mayor aporte de este estudio se encuentra en la reestructuración de la red de
baja tensión, donde proponemos adelantarla financiándola con los ahorros
procedentes de la disminución de las pérdidas de energía, dando así una solución
concreta a un problema.
Estamos seguros que es de vital importancia trabajar en favor de comunidades
menos favorecidas, y esta es una excelente oportunidad para poner a prueba
nuestro tesón y vencer las adversidades que implica enfrentarse a una tarea de
esas características. Por eso pretendemos que este documento, aparte de ser un
elemento de consulta para quienes estén interesados en emprender algún tipo de
actividad similar a la nuestra, contribuya de algún modo, con el fortalecimiento de
la infraestructura eléctrica de la población en mención o de alguna otra con
características semejantes.
20
1. SISTEMAS DE GENERACIÓN Y DISTRIBUCION ACTUALES EN PUERTO
INIRIDA
1.1 DESCRIPCIÓN DE LA REGIÓN
Puerto Inírida es la Capital del Departamento del Guainía, se encuentra ubicada
en la Orinoquía Colombiana, limita con los Departamentos del Vichada, Guaviare,
Vaupes y es frontera con Ayacucho (Venezuela) como se aprecia en el mapa de
localización geográfica (anexo 1). Es una región con perspectivas de desarrollo
por sus riquezas auríferas comprobadas en las Serranías de Naquén y
Caranacoa.
La actividades económicas más importante de la región son la explotación
forestal, la agricultura, y la pesca.
1.2 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ACTUAL DE GENERACION
1.2.1 Capacidad Actual
En Puerto Inírida el servicio de energía eléctrica ha estado bajo la responsabilidad
directa de la Gobernación del Guainía. Para su prestación se cuenta con cuatro
grupos electrógenos así : Dos unidades Cummins con capacidad de generación
de 1250 kW cada una, dos unidades Issotta Fraschini con capacidad de 637 kW y
900 kW, respectivamente.
Actualmente solo funcionan las dos unidades Cummins.
La cobertura del servicio es del 99.8%, atendiendo 1640 usuarios en el casco
urbano durante un tiempo promedio de 17 horas diarias, contabilizadas en función
de los distintos horarios existentes en la programación del servicio. El servicio de
alumbrado público es atendido en un 40% del área urbana de la Capital.
21
1.2.2 Central Diesel Existente
La planta se encuentra ubicada al Nororiente de la población sobre la vía que
conduce al Puerto, con un área construida de 1650 metros cuadrados en un
terreno de (55*70) 3.850 metros cuadrados, con las siguientes especificaciones :
pisos de concreto, puertas metálicas y estructura de soporte metálicas.
Al interior de la edificación se localizan cuatro unidades generadoras para trabajo
continuo, una unidad de generación de servicio auxiliar, el centro de control y el
depósito de herramientas e insumos menores.
Al exterior se encuentran los tanques de almacenamiento de combustible y la
subestación.
La propiedad del terreno está en proceso de legislación, la construcción es
propiedad de la Gobernación del Guainía.
1.2.2.1 Unidades de Generación Diesel
En las siguiente tabla 1.1 se especifican las características de los equipos de
generación Diesel :
22
CARACTERÍSTICAS DE LOS EQUIPOS DE GENERACIÓN
DESCRIPCIÓN UNIDAD PLANTA 1 PLANTA 2 PLANTA 3 PLANTA 4 SERV. AUX.
FAB. MOTOR ISSOTA FRACHINI ISSOTA FRACHINI CUMMINS CUMMINS PERKINS
FAB. GENERADOR ERCOLE MARELLI ERCOLE MARELLI ONAN ONAN STAMFORD
MODELO MOTOR 3616081 2858F03 KTA-50-G3 KTA-38-G4 K 6
MODELO GENER, M511500 CG-6 MXA500 AG-6 1250 DFLC DEJD-3375239 BC I 184FI
No SERIE MOTOR ID36SS16VII ID36SS12V 33130089 25244763 DB 2333-4764
No SERIE GENER. 6MR4353 MR 4355 D950574110 11990959801 CO 74583
VOLTAJE GENER. VOLTIOS 4160 4160 440 440 220
FRECUENCIA Hz 60 60 60 60 60
VELOCIDAD RPM 1200 1200 1800 1800 1800
POTENCIA ACTIVA Kw 900 637 1250 1250 27.5
POTENCIA APARENT KVA 1125 796 1563 1563
FAC. DE POTENCIA COSϕ 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8
CONSUMO COMB. GLS/HORA 55 30 85 85
CONSUMO ACEITE GLS 46 33 44 40
AÑO DE FABRICA. AÑO 1990 1989 1995 1999 1998
TABLA 1.1
23
1.2.2.2 Instrumentos de Medición y Control
Planta 1 : ISSOTTA FRACHINI (900 kW)
• Amperímetro Analógico con selector de fases
• Frecuencimetro Analógico
• Voltímetro Analógico con selector de fases
• Horómetro
Planta 2 : ISSOTTA FRACHINI (637 kW)
• Amperímetro Analógico con selector de fases
• Frecuencimetro Analógico
• Voltímetro Analógico con selector de fases
• Horómetro
Planta 3 : CUMMINS (1250 kW)
• Amperímetro digital con selector de fases. Escala 0 a 9999 A
• Frecuencimetro digital. Unidad de medida hz
• Voltímetro digital con selector de fases. Escala 0 a 9999 V
• Manómetro de presión de aceite. Unidad de medida kilopascales
• Horómetro
• La unidad de generación cuenta con un interruptor general de 2000A /600V
marca Mitshubishi
Planta 4 : CUMMINS (1250 kW)
• Amperímetro digital con selector de fases. Escala 0 a 9999 A
• Frecuencímetro digital. Unidad de medida hz
• Voltímetro digital con selector de fases. Escala 0 a 9999 V
24
• Manómetro de presión de aceite. Unidad de medida kilopascales
• Horómetro
• La unidad de generación cuenta con un interruptor general de 2000A /600V
marca Mtshubishi
Servicios Auxiliares : PERKINS (27.5 kW)
• Amperímetro Analógico
• Frecuencimetro Analógico
• Voltímetro Analógico
• Horómetro
1.2.2.3 Almacenamiento y Manejo del Combustible
El combustible Diesel es comprado en Ayacucho (Venezuela) y transportado hasta
los tanques de la Central donde es almacenado directamente. La capacidad de
almacenamiento asciende a 19837 galones (75 m3) dispuestos así:
• Un tanque metálico con capacidad de 10387 galones (39.32 m3)
• Dos tanques metálicos con capacidad de 2050 galones cada uno (7.76 m3)
• Un tanque metálico con capacidad de 5000 galones (18.93 m3)
• Un tanque metálico con capacidad de 350 galones (1.32 m3)
Con un consumo promedio diario de 1777 galones, la central cuenta con una
autonomía de 17 días en función de esta capacidad de almacenamiento.
1.2.2.4 Sistema Contra Incendios
La central carece de un sistema contra incendios y de extintores; situación que
sumada a la presencia de combustibles y aceites constituye un gran riesgo para la
seguridad de los operarios y de las unidades de generación. Paralelo a la
25
adecuación de los fosos de captación de derrames de combustible, se debe
adquirir un sistema contra incendios, compuesto por extintores portátiles y uno con
capacidad suficiente para el área de los tanques de combustible.
1.2.2.5 Talleres y Almacén
Existe un pequeño taller dotado de herramientas para realizar reparaciones
menores. En cuanto al almacén, se utiliza para efecto el mismo de la Gobernación.
1.2.2.6 Subestación
La subestación está ubicada a un costado de la construcción, cuenta con tres
transformadores, aunque solo dos de ellos están conectados en la actualidad.
Una vez generada la energía, ésta es llevada a los transformadores por
conductores a través de ductos portacables. Los transformadores elevan el voltaje
a 13.200 voltios para iniciar la distribución utilizando tres circuitos en media
tensión.
La subestación cuenta con su respectiva sala de control.
Las características de los transformadores se indican en la tabla 1.2 :
26
CARACTERÍSTICAS DE LOS TRANSFORMADORES
TRAFO 1 TRAFO 5 TRAFO 2 TRAFO 3 TRAFO 4DESCRIPCIÓN UNIDAD
PLANTAS 1 Y 2 RESERVA PLANTA 4 PLANTA 3 RESERVA
FABRICANTE SIEMENS SIEMENS SIEMENS T Y F SIEMENS
POTENCIA kVA 2000 800 1600 1600 800
RELACION DE TRANSFORMACION VOLTIO
S
4160/13800-7967 4160-2400/13800 460-266/13800 440/13800-7960 13200/458-264
GRUPO DE CONEXIÓN DYN7 DYN5 DYN5 DYN5 DYN5
µK % 5.81 4.86 5.2 6.44 4.65
TANQUE DE EXPANSION SI SI NO SI NO
RELE BUCHHOLZ SI NO NO SI NO
RELE DE PRESIÓN SUBITA SI NO SI NO NO
PESO TOTAL KG 4700 2700 3910 4950 1863
VOLÚMEN ACEITE LTS 1410 700 1005 1454 495
COMPRA-INST. AÑO 1990 1995 1998 1996 1995
TABLA 1.2
27
Todos los transformadores son trifásicos y cuentan como protección con tres
descargadores de sobretensión de 12 kV, tres cortacircuitos monopolares 15 kV
con fusible y puesta a tierra mediante un conductor de cobre desnudo calibre 4
AWG conectado a una varilla Coperweld de 5/8 de pulgada de diámetro que se
encuentra enterrada cerca de la base de la estructura que sostiene a cada
transformador.
1.3 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ACTUAL DE DISTRIBUCION
La red de distribución de la ciudad de Puerto Inírida en la actualidad cuenta con
tres circuitos los cuales son los encargados de abastecer de energía eléctrica en
su totalidad a la cabecera municipal (ver anexo 16 plano 1).
El circuito número uno consta de 35 transformadores de los cuales podemos
destacar el transformador de 150 kVA, que alimenta el aeropuerto; dos de 150 y
112.5 kVA respectivamente que suministran energía eléctrica al hospital y a una
clínica. La potencia total instalada en el circuito es de 1982.5 kVA y su longitud es
de 10.7 Km. Básicamente el circuito uno cubre la zona suroriental de la ciudad.
En cuanto al circuito dos, podemos agregar que este abastece de energía la zona
céntrica. Este circuito esta conformado por 13 transformadores, los cuales
representan una carga total de 847.5 kVA. El circuito tiene una longitud de 4.5 Km
aproximadamente.
Finalmente, el denominado circuito tres está constituido por 15 transformadores
trifásicos de los cuales su potencia nominal varía entre 30 kVA y 112.5 kVA. La
potencia instalada total es de 960 kVA y la longitud del circuito es de 3 Km. Este
circuito alimenta una zona cuyo consumo de energía es residencial estrato uno.
28
El conductor utilizado en los tres circuitos que constituyen la red primaria de
distribución de Puerto Inírida, es Raven ACSR 1/0. La tensión de la red primaria
de distribución es de 13.2 kV trifásica.
Las estructuras utilizadas en los tres circuitos están montadas en su gran mayoría
en postes de concreto. Las estructuras más utilizadas son la 523, 533, 553 y 562
de acuerdo al código ICEL especificado en las Normas Para Construcción de
Redes de Distribución.
De acuerdo a la información suministrada por el IPSE, el estado físico de la red
está en condiciones óptimas, esto quiere decir que las estructuras están
completas y no presentan deterioro alguno.
La parte de baja tensión también se encuentra montada en posteria de concreto,
utilizando estructuras ICEL 610 y 611; sus conductores son de aluminio
encauchetado No 2, 2/0 AWG.
El resto del inventario de los circuitos de media y baja tensión esta especificado en
el capítulo 5, donde se efectúa la valoración del estado actual de la red.
29
2. FORMULACIÓN CONCEPTUAL DE GENERACIÓN Y DISTRIBUCIÓN ENSISTEMAS ELECTRICOS
2.1 GRUPOS ELECTRÓGENOS
2.1.1 Introducción a los Grupos Electrógenos
La necesidad de energía eléctrica es cada vez mayor y en cualquier caso donde
se use o pueda ser usada, se tiene una aplicación potencial para lo que se
denomina corrientemente un GRUPO ELECTRÓGENO.
El grupo electrógeno más empleado es aquel en el cual el generador es accionado
por un motor diesel, configurándose lo que se conoce como un GRUPO
ELECTRÓGENO DIESEL o una PLANTA ELÉCTRICA DIESEL.
Se construyen también grupos electrógenos que emplean motores de gas y
motores de gasolina.
Los grupos electrógenos diesel se construyen en principio para tres categorías de
empleo básicas que se conocen como:
• "STAND-BY" O "EMERGENCY"
• "PRIME"
• "CONTINUOUS"
Los valores nominales de placa se establecen con base en normas que definen
las condiciones ambientales de referencia a las cuales debe trabajar la máquina.
Los fabricantes de grupos electrógenos se ajustan a la norma, y en muchos casos,
la sobrepasan garantizando las especificaciones de placa para condiciones más
severas y desventajosas.
30
La categoría de empleo "STAND-BY" sólo es aplicable en plantas que van a
funcionar por períodos de corta duración, originados por una interrupción en el
suministro de energía normal. En esta categoría la planta no admite capacidad de
sobrecarga sostenida o estacionaria y sólo puede aplicarse a sistemas que operan
con carga variable con factor de potencia de 0.8 o mayor, por períodos no
mayores de 1 hora y un máximo de 200 horas de operación por año. La categoría
"stand-by" no permite la operación de la planta en paralelo o la potencia
especificada de placa que se conoce como "stand-by power rating".
La categoría de empleo "PRIME" es aplicable en principio a plantas eléctricas
cuando se carece del servicio de energía normal, o cuando se tienen establecidos
períodos de racionamiento considerables. En esta categoría es posible utilizar la
planta bajo condiciones de carga variable por cualquier número de horas por año,
pero limitando en todo momento el pico de demanda máxima a la potencia
especificada en placa que se conoce como "prime power rating".
En el caso de que la operación se realice bajo condiciones de carga constante se
aceptan varias alternativas:
• La planta puede operar como unidad independiente a la potencia especificada
como "prime" sin exceder 500 horas por año, siendo admisible una capacidad
de sobrecarga sostenida del 10% por períodos hasta de 1 hora dentro de un
período de 12 horas de operación sin exceder 25 horas por año.
• La planta puede operar en paralelo con la red en servicio normal por períodos
hasta de 750 horas por año con demandas que en ningún momento excedan la
potencia especificada de placa.
Si la planta ha de operar en paralelo con carga variable, el factor de carga no debe
exceder el 70% de la potencia especificada en placa como "prime".
31
La categoría de empleo definida como "CONTINUOUS" es aplicable al suministro
de potencia en forma continua por un número limitado de horas bajo condiciones
de carga constante o variable a la potencia especificada como "continuous power
rating" o "base power rating". En esta categoría la planta puede operarse en
forma independiente o en paralelo y no admite capacidad de sobrecarga.
2.1.2 Selección de un Grupo Electrógeno
Un grupo electrógeno se debe planear de tal forma que satisfaga las necesidades
específicas de la instalación.
El sistema escogido debe en principio adaptarse a las condiciones eléctricas en el
sitio de la instalación.
Por regla general el tamaño de un grupo electrógeno lo define la capacidad del
generador en kVA, que para un sistema trifásico es:
1000
3VIkVA =
Y para un sistema monofásico es:
1000
VIkVA =
Donde:
V : Voltaje nominal entre fases del generador.
I : Corriente de línea del generador.
32
La capacidad de un grupo electrógeno viene indicada en la placa del generador y
significa que si el equipo se opera a velocidad y voltaje nominal, el generador
puede manejar una carga nominal (expresada en kVA) igual a la especificada por
la categoría de empleo.
Lo anunciado anteriormente no es totalmente válido pues el rendimiento del grupo
electrógeno, y muy particularmente del motor, se ve afectado cuando cambian las
condiciones ambientales de referencia.
Los factores ambientales a considerar son los siguientes:
LA TEMPERATURA AMBIENTE EN EL SITIO DE LA INSTALACIÓN DEL GRUPO
ELECTRÓGENO:
En general, para plantas eléctricas cuyo motor es refrigerado por agua, la máxima
temperatura ambiente, en condiciones normales de funcionamiento, no debe
exceder el valor especificado por los fabricantes, que es de 40°C.
Los grupos electrógenos refrigerados por agua trabajan satisfactoriamente entre
15°C y 40°C, aunque por norma se indique la referencia para 25°C.
Cuando la temperatura ambiente es superior a 40°C, la capacidad de placa se ve
reducida entre 1 y 2.5 % por cada 5°C de elevación. Los fabricantes de grupos
electrógenos suministran curvas particulares de degradación de potencia de la
temperatura ambiente, según se ilustra en la figura 2.1.
33
CURVAS DE DEGRADACIÓN DE POTENCIA
FUENTE: GRUPOS ELECTROGENOS DIESEL (Valencia Gall)
LA ALTURA :
La altura es otro factor importante a tener en cuenta en el cálculo de la capacidad
efectiva de la planta.
A mayor altura el aire es menos denso y tiene menos oxígeno; por este motivo se
ve reducida la capacidad de refrigeración y la relación aire/combustible. El motor
necesita cantidades de aire suficientes para convertir todo el combustible en
energía y al mismo tiempo mantenerse relativamente frío.
Los grupos electrógenos (refrigerados por agua) turboalimentados operan
satisfactoriamente hasta una altura de 1500 metros.
0 15 40 50 60
T
KT
1.05
1.00
0.95
0.90
0.85
Q ( punto de capacidad nominal )
Rango de temperatura paraoperación satisfactoria
T : Temperatura ambiente (°C)KT : Factor de reducción de Potencia por temperatura
FIGURA 2.1
34
Por encima de la altura de referencia una planta ve reducida su capacidad de
placa hasta en un 3% por cada 330 metros (1000 pies). Adicionalmente, por
encima de los 2500 metros el motor baja su potencia a un 4% por cada 330
metros.
En la figura 2.2 se muestra la gráfica de reducción de potencia típica para un
grupo electrógeno.
GRAFICA DE REDUCCIÓN DE POTENCIA
FUENTE: GRUPOS ELECTROGENOS DIESEL (Valencia Gall)
EL POLVO :
El polvo es otro enemigo de los grupos electrógenos. No sólo el polvo corriente,
sino las muchas clases de polvo provenientes de diversos procesos industriales
como: polvo de carbón, arena, grafito pulverizado, fibras de madera, pelusas,etc.
El polvo aglutinado por efecto de grasa o humedad puede ser causa de
cortocircuitos y afectar la capacidad refrigerante de la planta. El polvo ataca el
motor diesel, lo que obliga al empleo de filtros en la toma de aire de combustión.
Kh
h
1000 2000 2500 3000
1.00
0.90 0.86
0.80
0.70
Kh : Factor de reducción de potencia por alturah : Altura sobre el nivel del mar (metros)
FIGURA 2.4
35
La vida útil de los filtros se ve considerablemente reducida en ambientes
polvorientos.
En general, la mejor solución para un ambiente severo es instalar el grupo
electrógeno lejos del polvo y llevar la energía generada al sitio de trabajo.
De todas formas, la limpieza periódica del grupo electrógeno con aire seco
comprimido (p < 30 PSI) es una práctica recomendable.
LAS ATMOSFERAS EXPLOSIVAS :
Las atmósferas explosivas y los grupos electrógenos sencillamente no son
compatibles.
Acetileno, gasolina, propano, etc; son materiales peligrosos para un sistema de
generación eléctrico.
La solución normal y óptima a un ambiente peligroso es ubicar el grupo
electrógeno lejos de él y transportar la energía eléctrica al sitio por medio de
cables.
LA HUMEDAD :
La humedad es otro enemigo de un grupo electrógeno. El aire húmedo y en
particular el aire salino, la lluvia, el granizo, el rocío, la condensación ocasionada
por cambios de temperatura, el salpique de líquidos, etc, tarde o temprano
originan oxidación y corrosión de las partes metálicas del equipo y al mismo
tiempo afectan el aislamiento del generador y otras partes eléctricas.
La degradación de potencia por humedad del aire se considera como poco
frecuente, a excepción de aquellos casos particulares de uso en ambientes que
presentan constantemente una elevada humedad relativa.
36
En general sólo se aplica factores de corrección cuando la humedad relativa es
superior al 60%.
Los motores ven reducida su potencia hasta en un 6% máximo cuando el aire de
admisión para la combustión es bastante húmedo.
La primera solución parcial a este problema se logra encerrando el grupo
electrógeno en un cuarto debidamente techado y protegido, el cual se denomina
CASETA DE PLANTA. Esto sin embargo, sólo es posible realizarlo en forma
apropiada con los grupos electrógenos estacionarios.
Cuando se tienen grupos electrógenos, transportables o móviles, es conveniente
el empleo de un remolque o trailer, el cual imprescindiblemente debe construirse
en techo.
Además de la protección básica del cerramiento, las partes expuestas deben
pintarse o barnizarse con recubrimiento o aislantes adecuados.
La norma NEMA que define las clases de aislamiento para máquinas eléctricas es
de gran aceptación entre los fabricantes. Por lo general, los generadores se
construyen con un aislamiento para sus devanados según clase F(105°C) ó clase
H(125°C) empleando barnices de resina poliestérica, lo que permite su operación
satisfactoria en ambientes húmedos.
La vida útil de un generador dura lo que el aislamiento que protege a los
conductores. Cuando el aislamiento falla, la vida útil de la máquina termina. Sin
embargo, es una práctica corriente efectuar la reparación de la máquina a pesar
de que el costo de reemplazar los embobinados es generalmente más de la mitad
del costo de la misma.
37
Veinte años es en principio la duración normal que se espera de un generador de
uso corriente con carcasa a prueba de goteo, operando en una atmósfera limpia y
dentro de su temperatura nominal.
La vida útil de un generador se ve reducida considerablemente por efecto de
incrementar la temperatura en los devanados con respecto al valor nominal
indicado para la clase de aislamiento.
Frecuentemente se usan calentadores eléctricos de ambiente para mantener
secos los elementos eléctricos mientras el sistema no funciona.
2.1.3 Dimensionamiento de un Grupo Electrógeno
El dimensionamiento del grupo electrógeno correcto exige la evaluación de la
carga máxima en kW que el generador tiene que alimentar y la máxima caída
admisible de voltaje.
El análisis de carga es un paso esencial en la selección del generador apropiado
para cualquier aplicación particular.
La información más importante a tener en cuenta en el dimensionamiento de un
grupo electrógeno se indica en la figura 2.3.
Otros factores de importancia son:
• Operación independiente o en paralelo.
• Operación con carga constante o variable.
• Tiempo de operación con la carga.
• Expansiones futuras.
38
• Condiciones ambientales y de máximo nivel de ruido aceptable o permitido.
• Sitio de instalación.
DIMENSIONAMIENTO DE UN GRUPO ELECTRÓGENO
Un correcto dimensionamiento debe especificar el motor diesel, el generador y la
protección de dicho generador (el interruptor automático: CBp).
Tanto el motor diesel impulsor como el generador, tienen definida su velocidad
por la frecuencia del voltaje de salida del generador. La relación que existe entre
la frecuencia y la velocidad del generador es:
n= 120f / p
MD G
ACOPLECBp
Carga
H.P KVA/kW: I nominal Vn
n(RPM) STAND BY I térmica Frecuencia PRIME I magnética No de fases CONTINUOUS I sc (KA/V) No de conductores Secuencia de fases COS φ COS φ Vn Secuencia conex. carga No de fases conex. kW/KVA Devanado KVA arranque ∆ Vmax permitido Servicio: Puente primaria Auxiliar
Velocidad (RPM) Excitación (Vex, Iex)
w
FIGURA 2.3
39
En esta expresión p es el número de polos del campo excitador del generador, f la
frecuencia del voltaje de salida (en Hz); y n la velocidad (en RPM) a la cual gira el
generador.
Puesto que la frecuencia la impone la carga y debe ser constante (60 Hz
usualmente), y el número de polos del campo del generador queda establecido en
su construcción, resulta evidente que la velocidad del generador debe ser
constante y por consiguiente la del motor diesel impulsor. Para una máquina de 4
polos y una frecuencia de 60 Hz la velocidad de rotación del generador es 1800
RPM.
El acople entre el generador y el motor puede ser:
• Acople directo.
• Acople por banda.
El acople directo establece igualdad de velocidad en el motor y el generador. Es
el acople más utilizado por los fabricantes a pesar de que exige perfecta
alineación para evitar los esfuerzos mecánicos en los rodamientos y la vibración
de la estructura del conjunto motor-generador.
Los generadores se diseñan de uno o dos cojinetes. El generador de un solo
cojinete tiene la parte de atrás apoyada a un cojinete que descansa en el bastidor
del generador. La parte de adelante del rotor va apoyada en el volante del motor.
Esto permite el uso de un acople directo sencillo, y procedimientos simples de
alineación. Tiene la desventaja, que tanto el motor como el generador quedan
imposibilitados de movimiento mientras se encuentra desacoplado el conjunto, lo
que impide la realización de pruebas y ajustes en forma individual.
40
En los generadores de dos cojinetes se utiliza el bastidor del generador para
apoyar el rotor totalmente. Para el caso de acople directo, la alineación es crítica.
Tiene la ventaja de que tanto el motor como el generador pueden operarse
separadamente.
El acople por banda es más flexible y permite el funcionamiento del motor y
generador a diferentes velocidades definidas. Sólo es posible con generadores de
dos cojinetes.
En general, la velocidad del motor (n1) es menor o igual a la del generador (n2) ya
que los motores diesel estacionarios no sobrepasan generalmente las 1800 RPM.
La relación de velocidad queda definida por el diámetro de las poleas (D1 y D2)
según la ecuación :
n1/n2 = D2/D1
Donde :
n1 : Velocidad del motor
n2 : Velocidad del generador
En la figura 2.4 se ilustra un acople por banda y se señalan las condiciones que
optimizan el acople.
41
ACOPLE POR BANDA
La relación entre la potencia del motor diesel y la del generador es definida por el
coeficiente de cargabilidad del motor (KC) según la expresión :
)(
)(
generadorkVA
motorHPKC =
los valores típicos para Kc oscilan entre 1.2 y 1.6. valores cercanos al mínimo se
escogen para cargas resistivas o moderadamente inductivas que no sean
exigentes en la conexión. Valores cercanos al máximo se escogen para cargas
que demanden grandes corrientes en la conexión, como es el caso de motores.
El primer factor a considerar en el dimensionamiento del grupo electrógeno, es
definir su aplicación, ya sea como fuente primaria o como fuente auxiliar.
MOTORGENERADOR
Banda o correa
Polea 2
Polea 1
D1 n1 n2
d
nc : Velocidad de la correa (Max 20 mts/seg)d : Distancia entre centros (d >4D1)D2/D1 : Relación de diámetros de polea (D1/D2 < 6:1)
nc
FIGURA 2. 4
42
En el caso de aplicaciones de energía primaria, se debe preparar una lista de
todas las cargas posibles y cada carga se debe analizar en cuanto a sus
condiciones de estado estacionario y transitorio, especialmente si se trata de
motores.
En el caso de generadores auxiliares primero debe definirse que cargas críticas
hay que alimentar. Las cargas no esenciales deben desconectarse del barraje de
energía auxiliar. Con las cargas críticas en un barraje separado, solo estas
recibirán energía al fallar el suministro de la red y arrancar el generador auxiliar.
Las cargas que son sensibles a caídas de voltaje pueden conectarse a un
generador diferente o en algunos casos pueden enclavarse eléctricamente para
que los equipos críticos no puedan operar mientras arrancan o se conectan los
equipos que ocasionan la caída de voltaje o para que los equipos que provocan la
caída de voltaje no puedan arrancar mientras los equipos críticos funcionan.
La elevación y la temperatura del sitio deben considerarse por su posible efecto
sobre el motor y el generador. Tanto el motor como el generador deben ser
disminuidos en su capacidad nominal cuando la altura y la temperatura exceden
ciertos niveles de diseño. La corrección por humedad es poco frecuente.
Para el análisis de cargas es básico evaluar la carga total conectada y el tipo de
carga. Esto implica la elaboración de una lista de todas las cargas, motores y no
motores que el generador tiene que alimentar. Téngase presente que el motor
eléctrico es la carga más exigente para un grupo electrógeno.
Es de suma importancia evaluar la máxima caída admisible de voltaje, para que
los aparatos como los contactores de línea que conectan los motores no se
desenergicen al arrancar motores grandes. Por esta y otras razones, es
importante que la caída de voltaje de arranque no pase de ciertos valores. Una
43
caída del 30% ó 35% es un límite práctico recomendado por los fabricantes
(Cummins, manual de operación y mantenimiento).
Otro factor a considerar son los métodos de arranque de motores que se tienen en
la instalación. El arranque a voltaje reducido ( estrella - delta, auto -
transformador, por resistencias, etc ) es mucho menos exigente que el arranque
directo a pleno voltaje.
La secuencia de arranque también afecta la caída de voltaje. Una buena regla es
que los motores grandes deben arrancarse primero.
También hay que considerar el número de motores u otros aparatos que estén
trabajando al tiempo. Esto define una carga base que en principio simplifica los
cálculos del dimensionamiento.
Debe considerarse también la situación de no simultaneidad de carga para
algunos casos.
Las cargas monofásicas deben conectarse en la fase o fases correctas, ya que la
capacidad del generador se basa en la fase que soporta las cargas mayores. Esta
información se puede obtener de los diagramas de alambrado de la instalación.
El voltaje de una carga monofásica indica si la carga esta conectada entre una
fase y neutro o entre dos fases. Es conveniente que el generador opere sobre una
carga balanceada, donde la corriente del neutro no sobrepase el 20% del valor de
la corriente promedio de línea.
Para prever el crecimiento futuro, y si hay factibilidad económica, una buena regla
general es dejar un 10% de reserva para expansión (Cummins, manual de
operación y mantenimiento).
44
PROCEDIMIENTO PARA DIMENSIONAR UN GRUPO ELECTRÓGENO :
Se han desarrollado varios métodos de diseño para el dimensionamiento de un
grupo electrógeno. Los criterios más importantes para su escogencia los define el
tipo de carga y su consumo.
Las características de la carga pueden resumirse si consideramos únicamente dos
tipos básicos de carga para conectar a un generador. Estas son los motores y las
cargas diferentes a motores.
Las cargas diferentes a motores incluyen: cargas de calefacción e iluminación,
computadores, cargas con rectificadores controlados de silicio (SCR) y cargas
especiales. Cada tipo de carga tiene ciertos efectos en la operación del
generador, siendo los más importantes :
• La elevación transitoria de corriente que se presenta al arrancar motores.
• El factor de potencia asociado a la carga.
• La generación de armónicos cuando se conectan cargas reguladas por SCR.
• La realimentación de energía al generador cuando se conectan cargas
degenerativas.
El efecto más crítico y general es sin embargo, la caída de voltaje en el sistema
debida a la fuerte elevación de corriente que deben suministrar los devanados
cuando un motor arranca.
Esta caída se puede reducir :
45
• Sobredimensionando el generador.
• Usando arrancadores a voltaje reducido.
• Usando módulos de soporte de corriente para aumentar la corriente de
excitación mientras dura el estado transitorio que origina un arranque.
En los Estados Unidos, la Asociación Nacional de Fabricantes de Equipo Eléctrico
(NEMA) ha establecido normas que cumplen la mayoría de los fabricantes de
motores a nivel mundial.
En Europa, las normas británicas se diferencian muy poco de las normas
americanas para motores.
La NEMA hace la distinción entre motores usando letras de diseño y letras de
código, que se hallan en la placa del motor.
Las letras de diseño indican el par de arranque del motor y tienen poca influencia
sobre los kVA o la corriente de arranque del motor. Las letras más comunes de
diseño son B, C y D. No deben confundirse con las letras de código.
Las letras de código indican los kVA de arranque por caballo de fuerza (SkVA/HP)
y son la referencia más importante al relacionar el generador de un grupo
electrógeno a cargas de motores.
Las letras de código más comunes son F, G y H.
Al arrancar un motor, el factor de potencia es bastante bajo (de 0.3 a 0.5) y luego
se recupera a un valor más alto (aproximadamente 0.9) cuando está en operación
normal.
46
Esto es importante porque los kVA, a un factor de potencia bajo, equivale a varias
veces los kW nominales de operación del motor. El motor diesel tratará de
suministrar estos kilovatios, de manera que vale la pena verificar si el motor del
generador tiene la potencia para arrancar un motor eléctrico grande,
particularmente cuando el generador tiene una carga base o inicial.
ANÁLISIS DE CARGA :
El primer paso en el dimensionamiento de un grupo electrógeno es hacer un
análisis de cargas, mediante un cuadro resumen que contenga una lista de todas
las cargas de la instalación incluyendo todos los motores y todas las cargas
diferentes a motores. La información se puede obtener de los planos eléctricos o
de una lista de inventario actualizada.
En el cuadro resumen se debe consignar la siguiente información básica :
• Descripción de la carga.
• Cantidad de aparatos o dispositivos.
• Voltaje.
• Número de fases.
• Potencia de los motores en Hp ó kW.
• Potencia de las cargas diferentes a motores en kW.
• Factor de potencia de la carga.
• Tipo de arranque utilizado para los motores.
47
• kVA de arranque para los motores según se conecten directamente a la línea,
o por medio de un arranque a voltaje reducido.
Para llenar el cuadro resumen se debe recurrir a las placas de los motores y de los
demás dispositivos consumidores, o a las especificaciones técnicas y tablas que
se consignan en los manuales de los equipos.
Otros datos de importancia que se deben consignar en la presentación de los
resultados son :
• Nombre del cliente.
• Dirección.
• Nombre del proyecto.
• Altura.
• Temperatura ambiente.
• Humedad relativa.
• Categoría de empleo.
• Caída máxima de voltaje.
• Fecha.
Para los cálculos se recurre a la curva de arranque de motores suministrada en la
hoja de datos del generador. Dicha curva se presenta en las formas que indican
las figuras 2.5 y 2.6.
La curva de la figura 2.5 muestra la manera como varía el voltaje de salida del
generador en función de los kVA demandados. Obsérvese que el generador
mantiene una regulación de voltaje (Rv) dentro de los valores muy aceptables
siempre que el consumo de la carga este por debajo del valor nominal de diseño
(kVAn). Si la demanda en kVA sobrepasa este valor crítico, la pendiente de la
curva aumenta considerablemente indicando que la caída de voltaje en los bornes
48
del generador se puede hacer inaceptable para un funcionamiento satisfactorio del
sistema.
VOLTAJE DE SALIDA DEL GENERADOR
∆ Vmax
VERSIÓN MODIFICADA DE LA ANTERIOR
Rv = 0.5% a 2%
Voltaje generador
Vb
Vn
Vmi
kV An kVA Max
kVA demandados
Caída de voltaje∆ V/Vn (%)
60
40
1
0.5 1.0 1.5 2.0 kVAn
kVAdem
FIGURA 2.5
FIGURA 2.6
49
La curva de la figura 2.6 es una versión modificada de la curva descrita
anteriormente. En ella se muestra directamente la caída de voltaje en bornes del
generador en función de la cargabilidad del mismo.
Si los kVA demandados son inferiores a los nominales el comportamiento del
generador es satisfactorio. Si son mayores, la regulación de voltaje es pobre y el
funcionamiento del sistema se hace inaceptable.
DIMENSIONAMIENTO DE UN GRUPO ELECTRÓGENO CONSIDERANDO LA
DEMANDA :
El tamaño de un grupo electrógeno se puede determinar también a partir de una
curva de demanda.
Para la medición, se recomienda emplear un vatímetro registrador, conectado
durante varios días, para observar el comportamiento de la demanda y garantizar
un diseño más confiable. Se recomienda, si es posible, la medición simultánea del
factor de potencia y la demanda del sistema en kVA.
Si no se dispone de instrumentos registradores, las lecturas se hacen
manualmente por intervalos de 15 ó 30 minutos. Evidentemente, esto resulta
tedioso pero necesario.
El diseño más confiable se obtiene a partir de curvas que muestran condiciones de
máxima demanda de energía de la instalación.
Las curvas de máxima demanda se deben obtener en el sitio de la instalación que
reúne las cargas que serán conectadas al generador.
Una curva de demanda típica es la que se muestra en la figura 2.7. De ella se
pueden obtener datos importantes para el cálculo como :
50
• Demanda máxima (kWMax).
• Duración de la demanda máxima.
• Demanda mínima (kWMin).
• Duración de la demanda mínima.
Es posible analizar la demanda y reprogramar la conexión y desconexión de
consumidores con el fin de lograr la máxima eficiencia en el funcionamiento,
buscando una curva más plana, para evitar o reducir los picos de demanda.
CURVA DE DEMANDA TIPICA
Ciclo repetido
Demanda mínima (kW Min)
kW Base
Demanda(kW) Demanda max
(kW max)
6 am 12 m 6 pm 12 pm
t (h)
FIGURA 2.7
51
El método de dimensionamiento de un grupo electrógeno con base en la curva de
demanda se emplea en aquellas grandes o medianas empresas, ya instaladas,
que conectan un gran número y diversidad de consumidores.
En una empresa donde los consumidores (motores o no-motores) se cuentan por
cientos, se hace tedioso elaborar el listado de cargas y mucho más, llenar los
cuadros de carga.
En estas empresas, lo corriente es la situación de simultaneidad de conexión, o de
aparatos que trabajen al tiempo, o de motores que arranquen aleatoriamente sin
secuencia especial.
Para una situación tan complicada como esta, la solución al problema de
dimensionamiento es la curva de demanda.
El procedimiento de cálculo es el siguiente:
1. Se hace un listado de los motores más grandes de la instalación, descartando
el más pequeño entre grupos de dos que no puedan operar simultáneamente.
2. Se determina el consumo en kW de cada motor, de acuerdo con los datos de
placa o mediciones de campo, y se totalizan (kWT).
3. Se obtiene la demanda base en kW de la instalación, la cual se calcula por la
siguiente expresión:
TMaxBase kWkWkW −=
Donde :
kWMax : Es la demanda máxima leída de la curva de demanda.
kWT : Potencia de todos los motores grandes.
52
4. Se define si los motores grandes tienen una secuencia de arranque particular o
si el arranque es aleatorio.
5. Se define si existe la posibilidad de arranque simultaneo de dos o más motores
grandes y cuales emplean métodos de arranque a voltaje reducido.
6. Se hace un cuadro de cargas para los motores grandes.
7. Se procede al dimensionamiento con base en la caída de voltaje, tomando la
potencia base calculada y asumiendo una posible secuencia de arranque.
Si no es posible establecer secuencia de arranque debe considerarse la
situación peor, que consiste en dejar el motor más grande para el último
arranque. En este caso, debe pensarse seriamente en la posibilidad de
implementar un arrancador a voltaje reducido, si no lo tiene.
La potencia del generador (kW), que resulta de aplicar este procedimiento, debe
ser como mínimo igual al valor de la demanda máxima en Kilovatios que indica la
curva de demanda, es decir :
MaxkWkW =
Para determinar los kVA del generador se aplica la expresión :
8.0
kWkVA =
Se recomienda medir el factor de potencia durante el tiempo que dura la demanda
máxima. Si el valor es ≥ 0.8, el tamaño del generador (kVA) queda definido por la
expresión anterior. Si es menor de 0.8, lo pertinente es hacer una corrección del
53
factor de potencia de la instalación, para evitar el sobre costo que implica la
escogencia de un grupo electrógeno de mayor tamaño.
La duración de la demanda máxima es un dato valioso para la selección del grupo
electrógeno ya que ello puede definir su funcionamiento como "Prime" ó como
"Stand-by".
De la curva de demanda, también se puede deducir si el grupo electrógeno va a
funcionar con carga constante o con carga variable, lo cual es importante para
complementar y definir su categoría de empleo.
Muchos fabricantes suministran a usuarios y futuros clientes, programas de
computador que realizan los cálculos de dimensionamiento aquí anotados. Estos
programas son una ayuda valiosa especialmente cuando los datos y la
información a considerar es voluminosa. Evidentemente, los resultados están
orientados a recomendar un equipo de marca.
2.1.4 Operación en Paralelo de Grupos Electrógenos
Los grupos electrógenos se conectan en paralelo para alimentar carga eléctrica
común. La energía se alimenta a un barraje común a través de interruptores
automáticos (cortocircuitos de línea), que permiten la conexión del generador al
sistema.
La conexión en paralelo proporciona mayor economía, confiabilidad y menor
tiempo fuera de servicio. En algunas aplicaciones puede ser más ventajoso
instalar dos o más grupos pequeños que uno solo de mayor capacidad, por la
flexibilidad y economía que se obtiene al operar solamente las unidades
necesarias que satisfacen la demanda real. Los grupos generadores no
necesarios se pueden apagar para darles servicio de mantenimiento sin afectar
todo el sistema.
54
La operación en paralelo se considera satisfactoria cuando los generadores
entregan potencia y corriente en proporción a sus capacidades.
Cuando se conectan muchos generadores en paralelo, la adición o retiro de un
generador individual no tiene efecto apreciable sobre las características de línea y
el análisis del comportamiento del generador se basa en la suposición de que se
conecta a un "barraje infinito"; esto es, a un sistema para el cual el voltaje y la
frecuencia son absolutamente constantes. Esta situación se tiene siempre que un
grupo electrógeno opera en paralelo con la red de distribución comercial o red de
servicio normal, la cual es alimentada por muchos generadores de gran
capacidad.
El contraste con el "barraje infinito", si solo se conectan en paralelo dos
generadores de especificaciones comparables, los cambios en un generador
afectaran las características terminales de ambos y las condiciones internas del
segundo.
La operación de un generador cuando sus características electromagnéticas se
varían, no se puede aislar de la operación de su motor impulsor, denominado
también PRIMOTOR. Todos los primotores poseen características de potencia -
velocidad con tendencia a la caída. Cualquier cambio en la potencia de salida del
generador requiere ser igualado por un cambio en la potencia de salida del
primotor. Así, para mantener la frecuencia constante, un cambio en la potencia
del generador requiere un reajuste (manual o automático) en el dispositivo
regulador de combustible del primotor.
El funcionamiento en paralelo exitoso significa que los generadores entreguen
potencia al sistema externo sin entregarse potencia unos a otros, o aceptar
potencia de la red de energía eléctrica o barra colectora de la carga. Ante una
situación de esta naturaleza la maquina se MOTORIZA, es decir, el generador
invierte su funcionamiento y trata de mover su primotor. Durante la operación en
55
paralelo se evita la motorización del generador mediante equipo adicional que
asegura una operación confiable y sin peligros.
Cuando se tiene previsto el funcionamiento en paralelo de un grupo electrógeno
con otros, su inercia se debe seleccionar para que esté en conformidad con los
límites impuestos para las irregularidades cíclicas que pueden presentarse durante
la operación del sistema.
2.1.4.1 Consideraciones Técnicas de la Operación en Paralelo
En un grupo electrógeno, la unidad motriz es la que provee la velocidad y el par
motor necesario para mantener las máquinas funcionando sincronizadamente. La
velocidad controla directamente la carga (kW) y la frecuencia de la unidad.
La velocidad del motor está controlada por un gobernador el cual debe tener
disposiciones especiales para conexión en paralelo y caída de velocidad con la
carga, con el fin de que pueda funcionar en paralelo con otras máquinas
permitiendo la repartición adecuada de la carga.
El regulador de voltaje de salida del generador, y la energía reactiva suministrada
por el generador, cuando éste trabaja en paralelo. Para ello es necesario que el
regulador disponga de un modulo circuital especial (ya sea interna o
externamente) que permita controlar la corriente reactiva que fluye entre los
grupos electrógenos sincronizados.
2.1.4.2 Condiciones de Sincronismo
para efectuar el paralelaje de un generador a una red o a otro generador es
indispensable que se den las condiciones de sincronismo que son :
• Igualdad de secuencia de fases.
56
• Igualdad de voltajes.
• Igualdad de frecuencias.
• Igualdad de ángulos de fases (desfase nulo entre voltajes), con el ángulo de
fase del voltaje referido a una base de tiempo común a ambas máquinas o a la
máquina y al sistema.
La condición de igualdad de rotación o secuencia de fases es una condición que
puede comprobarse previamente y, una vez verificada, no existe la posibilidad de
cambio alguno durante la puesta en marcha o el funcionamiento del generador.
Si las secuencias difieren, el intercambio de cualquier dos de las tres líneas del
generador resulta en secuencias idénticas. El intercambio debe hacerse siempre
en las terminales del generador que se va a paralelar y nunca en el barraje del
lado de la carga ya que el cambio de secuencia crearía graves problemas en
muchos tipos de cargas. Para determinar la secuencia de fases se emplea un
instrumento denominado "Indicador de secuencias de fases" o simplemente
"Secuencímetro", el cual se utiliza transitoriamente por una sola vez. Para la
indicación puede emplearse también un motor de inducción trifásico cuyo sentido
de rotación se haya verificado previamente conectándolo a las barras y luego,
utilizando los bornes correspondientes, conectándolo al generador que se debe
paralelar.
La igualdad de voltaje se puede determinar fácilmente mediante las lecturas que
indican los voltímetros del generador y de la red o del otro grupo. La operación de
igualación se consigue reajustando el potencímetro de ajuste de voltaje del
regulador automático de voltaje del generador que se va a paralelar.
La igualdad de frecuencias se determina mediante las lecturas que indican los
frecuencímetros del generador y de la red o del otro. La operación de igualación
57
se obtiene reajustando la posición del actuador del gobernador lo cual hace variar
la velocidad del motor y por consiguiente la frecuencia del voltaje generado.
En la figura 2.8 se muestra un circuito de control típico para un servomotor de CD
alimentado por una batería, el cual representa un sistema ampliamente utilizado
por los fabricantes de grupos electrógenos que vienen provistos por gobernadores
hidráulicos disponibles para funcionamiento en paralelo. El servomotor se instala
generalmente en la parte superior del gobernador del motor y se acopla
directamente al dispositivo que dosifica la cantidad de combustible a inyectar en
las cámaras de combustión del motor la cual permite el control de la velocidad.
CIRCUITO TIPICO PARA UN SERVOMOTOR
Mediante la operación del pulsador 1PB el servomotor se conecta a la batería para
un sentido de giro, permitiendo que aumente la velocidad del motor. Con la
operación del pulsador 2PB se conecta la batería al servomotor para un sentido de
M
Servomotor de CD
G Gobernador
Motor diesel
AumentarDisminuir
1PB 2PB
+ V(Batería)
FIGURA 2.8
58
giro contrario, lo cual reduce la velocidad del motor llegando incluso a detenerlo
completamente.
Cuando el gobernador utilizado es de tipo eléctrico el ajuste de velocidad es
mucho más simple y no requiere montaje especial; basta extender al tablero de
mando el potenciómetro de ajuste de velocidad disponible en el regulador
electrónico asociado al gobernador.
Con las secuencias, las frecuencias y los voltajes igualados, las posiciones
instantáneas de los rotores de las dos máquinas todavía puede diferir hasta el
grado en que se presente una separación angular constante entre los voltajes
terminales. Como ya se anotó, esta separación no puede ocurrir, y antes de cerrar
el interruptor los ángulos de fase deben ser los mismos. Mediante pulsaciones de
corta duración sobre los interruptores 1PB y 2PB que controlan el servomotor de
CD que varía la velocidad del motor, es posible establecer la condición de
igualdad de fase, la cual es detectada por el sincronoscopio.
2.1.4.3 Gobernadores
Como ya se ha indicado, la potencia y la velocidad de un grupo electrógeno son
controladas por la cantidad de combustible que se inyecta en la cámaras de
combustión del motor. La cantidad de combustible es regulada por el ACTUADOR
del gobernador el cual es un dispositivo diseñado para controlar la velocidad del
motor entre ciertos límites.
El gobernador censa la velocidad del motor (o del generador), la compara con una
velocidad de referencia (ajustable externamente), que es la velocidad deseada, y
realiza los ajustes correspondientes sobre el actuador para mantener la velocidad
de salida igual a la referencia.
59
2.1.5 Costos de Generación de Energía con Grupos Electrógenos
El costo de generar electricidad con combustible diesel tiene dos grandes
componentes :
1. Costo del combustible e insumos de mantenimiento periódicos (aceite y filtros).
2. Costo de otros insumos :
• Mano de obra por operación, mantenimiento y reparaciones totales o
parciales.
• Costo de materiales y repuestos.
• Pérdida de vida después de cada reparación general.
Con excepción del combustible, estos costos son prácticamente independientes
de la demanda de energía y por tanto su aporte al costo unitario del kWH es
inversamente proporcional a la demanda que se haga de la máquina. En el
análisis no se incluye el rubro por conceptos financieros, pero es importante dejar
claro aún con este rubro incluido y sin racionamiento, es un magnifico negocio
para los empresarios operar los grupos electrógenos para atender los picos de
demanda máxima operando en paralelo con la red pública.
El esquema tarifario actual en muchas empresas que suministran el servicio
público de electricidad, es el de cobrar la demanda máxima medida en las horas
de tarifa alta; además de que dichas tarifas tienen establecido con frecuencia un
incremento automático mensual.
En general, el costo de autogeneración a nivel industrial es mayor que el costo de
comprar en la franja baja pero menor que el costo de comprar en la franja alta y, si
acompañamos el hecho de que la potencia generada rebaja el factor de demanda,
60
vemos que es así como se obtiene el verdadero beneficio y atractivo de
autogenerar. De ahí que sea lucrativo generar en las horas de tarifa alta.
En principio, no debe descartarse la autogeneración independiente o en paralelo
con la red para manejar los picos de demanda máxima para cualquier esquema
tarifario oficial que se tenga, ya que a mediano o largo plazo la operación se hace
rentable.
Estudios sencillos que permiten medir el retorno de una inversión en
autogeneración con grupos electrógenos operando en paralelo con la red pública,
demuestran que para el caso Colombiano por ejemplo, la inversión retorna en un
tercio (1/3) de la primera vida de la máquina, que en tiempo quiere decir unos 5 a
7 años. De ahí en adelante la operación se vuelve rentable.
2.1.6 Mantenimiento de Grupos Electrógenos
El mantenimiento de cualquier equipo requiere una atención esmerada ya que sin
ella nunca podríamos estar seguros de su correcto funcionamiento. Pero, dado
que los grupos electrógenos funcionan, normalmente, como equipos de
emergencia en lugares donde es "imprescindible" el suministro continuo de
energía eléctrica, el mantenimiento preventivo y las pruebas periódicas de
funcionamiento requieren cuidado aún más profundo. Por esto se recomienda el
plan que sigue.
2.1.6.1 Revisiones Periódicas
Estas revisiones se dividen en diarias, semanales, mensuales y anuales.
REVISIONES DIARIAS :
• Comprobación del funcionamiento de los sistemas de calefacción y
precalentamiento.
61
• Comprobación del nivel de aceite del Diesel.
• Comprobación del funcionamiento de la bomba de preengranase.
• Comprobación del nivel de agua de los radiadores.
• Nivel de combustible en el depósito nodriza.
• Comprobación del nivel del electrolito de las baterías de continua.
• Comprobación del nivel de carga de las baterías.
Una vez realizadas todas estas comprobaciones, se procederá a rrancar
manualmente el grupo, comprobando el tiempo que tarda desde que se da la
señal hasta que tiene tensión y frecuencias correctas.
Con el grupo funcionando normalmente se comprueba la lectura de los aparatos
de medida.
Es conveniente tener el grupo funcionando durante cinco minutos.
REVISIONES SEMANALES :
Esta revisión se hace coincidir con una diaria.
Realizada antes la revisión diaria, se arranca automáticamente como si de un fallo
la red se tratara. Para ello, basta con abrir el interruptor de red. (Siempre que los
transformadores de tensión detectores de la tensión de Red no estén situados
ante que este interruptor).
62
• Se tomará el tiempo que tarda el grupo en alimentar a los consumidores desde
el mismo momento en que cortamos la red.
• Se anotarán, en una tablas preparadas al efecto, los parámetros :
Velocidad
Tensión de bornes
Frecuencia
Intensidad
Temperatura
Presión de aceite
REVISIONES MENSUALES :
Esta revisión se hace coincidir con una diaria y otra semanal.
• Comprobación de funcionamiento de todas las alarmas. Verificar si las
conexiones desde el detector están bien, así como su actuación en el cuadro
de alarmas y en la parada del grupo.
• Comprobación y ajuste de la tornillería, tanto en el grupo como en los armarios
de control.
• Limpieza de escobillas y colectores de anillos y delgas de generador y dínamo.
• Comprobación de los reguladores de velocidad, verificando que mantienen las
constantes dadas en origen.
• Limpieza exterior de los grupos.
• Si el número de horas de funcionamiento así lo requiere, realizar engrases a
los rodamientos
63
2.1.6.2 Cuidados y Consideraciones en los Equipos
Además de las revisiones periódicas, es importante realizar otros cuidados en los
grupos electrógenos, que se detallarán a continuación de forma independiente
para cada equipo.
Cuidados de los Generadores :
Muchas veces, los generadores están situados en locales fríos, por lo que se
hace necesario que dispongan de resistencias de calentamiento para mantenerlos
a la temperatura adecuada. También se utilizan resistencias en los generadores
de lata tensión, ya que de esta forma se evitan humendades y pérdidas de
aislamiento.
Los rodamiento deben engrasarse cada 2000 horas de funcionamiento.
Es importante mantener libres de suciedades las vías de ventilación de las
máquinas, sobre todo en lugares polvorientos.
Cuidados de los Motores Diesel :
Es conveniente, al menos una vez al año, quitar los fangos que se producen en el
fondo de los tanque de combustible.
La corona dentada del motor de arranque ha de engrasarse cada 120 horas de
funcionamiento o una vez al año.
El cambio de aceite se efectuará, a ser posible, con el motor caliente, una vez al
año o cada 120 horas de funcionamiento.
64
En motores refrigerados por aire, es conveniente limpiar las aletas de
refrigeración, sobre todo si los motores están instalados en lugares polvorientos.
Dependiendo del número de horas de funcionamiento, hay que cambiar el agua
del radiador, limpiándolo antes con algún desincrustante.
También hay que limpiar el tamiz de la bomba de alimentación con una frecuencia
que dependerá de la pureza del combustible.
El juego de válvulas hay que revisarlo cada 600 horas de funcionamiento.
Conviene también revisar las toberas de inyección y comprobar el tensado de la
correa de transmisión trapezoidal de la dínamo y ventilador.
Cuidados de las Baterías :
Las baterías son uno de los elementos más importantes en un sistema automático
de emergencia por grupos electrógenos. Esta importancia se debe a que en el
momento que se corta la corriente de red es la única energía de que disponemos
para arrancar el grupo electrógeno.
Prácticas periódicas de mantenimiento y control de baterías :
1. Semanalmente :
• Leer y anotar el voltaje total de la batería.
• En las baterías de flotación, ajustar el voltaje de flotación si no hubiese
conservado su valor correcto.
65
• Leer y anotar la densidad y la temperatura de varios elementos tomados como
pilotos, que se irán rotando cada semana, de forma que se controle toda la
batería en un período de tiempo de 6 a 12 meses.
• Si la densidad media de los pilotos difiere 10 milésimas o más con la
correspondiente al estado de plena carga, dar una carga completa a la batería.
• Las densidades de los distintos elementos deben ser razonablemente
análogas. Si la de algunos difiriese en 10 o más milésimas con la densidad
media de toda la batería, se dará una carga de igualación.
2. Mensualmente :
• Comprobar el nivel del electrolito en cada uno de los elementos.
• Añadir agua purificada en aquéllos cuyo nivel esté por debajo del admisible.
Anotar la cantidad de agua añadida.
• Leer y anotar la densidad de todos los elementos de la batería así como la
temperatura de los elementos pilotos.
• Leer y anotar el voltaje de cada elemento. En las baterías de flotación, el
cargador estará conectado y ajustado a la tensión de flotación.
3. Anualmente :
Dar una carga de igualación si no se ha dado ninguna en todo el año.
66
2.2 REDES DE DISTRIBUCIÓN
2.2.1 Introducción a los Sistemas de Distribución
Los sistemas de distribución tienen como función suministrar a los consumidores
la energía eléctrica producida por las plantas generadoras.
Un sistema de distribución comprende los alimentadores primarios que parten de
la subestaciones de distribución, los transformadores de distribución para reducir
la tensión al valor de utilización por los clientes y los circuitos secundarios hasta la
entrada de la instalación del consumidor.
Los alimentadores primarios son trifásicos, de tres o de cuatro hilos; las
derivaciones de la alimentación troncal pueden ser trifásicos o monofásicos. Las
tensiones entre hilos varían según los sistemas de distribución de tensiones de la
clase 2.5 kV a 35 kV. Las tensiones más bajas corresponden a instalaciones
antiguas. En Colombia las tensiones de distribución primaria más utilizadas son
13.2 kV y 34.5 kV.
2.2.2 Condiciones a Satisfacer por un Sistema de Distribución
CONTINUIDAD
El objeto principal consiste en suministrar sin interrupciones la energía a los
consumidores aún en presencia de fallas o averías en el sistema. A mayor o
menor continuidad del servicio determina la categoría de los consumidores.
Existen áreas de consumo donde la continuidad del servicio es indispensable
(centros hospitalarios, servicios públicos de transporte, zonas industriales, etc).
Para satisfacer esta condición se deben considerar los siguientes elementos en el
diseño:
67
• Una protección adecuada que opere rápidamente y elimine de inmediato el
elemento que sufra daño o avería.
• Disponer de circuitos de alimentación de emergencia.
• Reducir al mínimo los tiempos de interrupción con medios de restablecimiento
del servicio en forma rápida.
• Escoger un buen arreglo de redes (topología).
• Disponer plantas de emergencia en las edificaciones donde no puede fallar el
fluido eléctrico.
SEGURIDAD
Es absolutamente indispensable que la red de distribución no presente peligro
alguno para las personas ni para los aparatos que va a alimentar.
RAPIDEZ
Es necesario que las maniobras a efectuar en el sistema por cualquier razón sean
de fácil y rápida ejecución.
FLEXIBILIDAD
Consiste en la posibilidad de hacer fácilmente cambios rápidos en la topología del
sistema para atender estados de emergencia temporales.
68
POSIBILIDAD DE AMPLIACIÓN
El diseño de una red de distribución debe tener en cuenta el crecimiento de la
población y por consiguiente el crecimiento de la demanda y tomar medidas que
nos permitan mantener la capacidad de las redes de ejecutar modificaciones o
ampliaciones de carácter definitivo.
ECONOMIA
Es una de las condiciones imperativas a satisfacer, tanto en los gastos de
explotación como en las inversiones iniciales, estableciendo un equilibrio técnico y
económico, a fin de prestar un servicio con tarifas razonables para los usuarios y
rentables para la empresa electrificadora encargada de la zona.
RESISTENCIA MECANICA
El conjunto estructural debe ser lo suficientemente sólido para que brinde mayor
seguridad en el servicio, construido con materiales de muy buena calidad,
resistentes a cualquier tipo de contingencia y que no atenté contra la integridad
física de las personas.
CALENTAMIENTO
Mediante el uso de conductores correctamente dimensionados, se puede evitar
que las sobrecargas permanentes originen calentamientos excesivos que
deterioren el aislamiento de los conductores, cambien sus propiedades y
disminuya la calidad del servicio y provoquen fallas y daños graves.
69
REGULACION DE TENSION
Debido a un mal diseño o a un sistema obsoleto, la caída de tensión provocada
por sobrecargas temporales o permanentes hacen que el servicio sea deficiente y
el voltaje entregado al usuario sea muy inferior al exigido y cause trastornos
graves. En cualquiera de las áreas de utilización de la energía eléctrica, los
aparatos y máquinas están diseñados para operar a una tensión determinada y su
funcionamiento es correcto mientras la tensión no varíe en forma considerable por
lo que se fijan limites de variación en porcentajes con respecto a la tensión
nominal de operación de los aparatos.
CONTROL DE FRECUENCIA
La frecuencia generalmente se controla en las plantas generadoras y se especifica
con una tolerancia arriba y abajo de la frecuencia nominal (60 Hz) .
2.2.3 Tipos de Sistemas de Distribución
2.2.3.1 Sistemas Radiales Aéreos
Los sistemas de distribución radiales aéreos se usan generalmente en las zonas
suburbanas y en las zonas rurales.
Los alimentadores primarios que parten de la subestación de distribución están
constituidos por líneas aéreas sobre postes y alimentan los transformadores de
distribución, que están también montados sobre postes. En regiones rurales, en
las que la densidad de carga es baja, se utiliza el sistema radial puro. En regiones
suburbanas, con mayor densidad de carga, los alimentadores primarios que parten
de la misma subestación o de subestaciones diferentes, tienen puntos de
interconexión. En servicio normal estos puntos de interconexión están abiertos; en
70
condiciones de emergencia permiten pasar parte de la carga de un alimentador a
otro.
Los circuitos secundarios conectan el secundario de cada transformador de
distribución a los servicios alimentados por ese transformador siguiendo también
una disposición radial, aunque en algunos casos se interconectan los secundarios
de transformadores adyacentes.
Para la alimentación primaria radial se utilizan dos sistemas que son el trifásico de
tres hilos y trifásico de cuatro hilos.
• Sistema primario trifásico de tres hilos : En este sistema, del cual se muestra el
diagrama unifilar en la figura 2.9, la alimentación troncal del alimentador
primario está constituida por un circuito trifásico de tres hilos; los ramales
pueden ser también trifásicos de tres hilos y alimentar transformadores de
distribución trifásicos, o bien estar constituidos por dos conductores de fase
que alimentan transformadores de distribución monofásicos.
71
SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN RADIAL CON ALIMENTADORES TRIFASICOS DE TRES HILOS
FIGURA 2.9
72
SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN RADIAL CON ALIMENTADORES PRIMARIOS TRIFASICOS DE
CUATRO HILOS
FIGURA 2.10
73
• Sistema primario trifásico de cuatro hilos : En este sistema, cuyo diagrama
trifilar se muestra en la figura 2.10, la alimentación que sale de la subestación
consiste en una alimentación trifásica formada por tres conductores de fase y
un conductor neutro. La mayor parte del alimentador primario consiste en un
circuito monofásico formado por un conductor de fase y un conductor neutro.
Para que este sistema funcione correctamente el neutro debe quedar
conectado a tierra en forma efectiva, lo que requiere hacer una conexión a
tierra del neutro en cada poste. Si por algún motivo el neutro se desconectase
a tierra, o la impedancia de conexión a tierra fuese muy alta, el sistema se
transformaría en estrella sin neutro a tierra, lo que podría dar lugar a
elevaciones peligrosas de la tensión y a corrientes excesivas, provocadas por
el desplazamiento del neutro con cargas desequilibradas.
En este sistema de cuatro hilos, las cargas trifásicas se toman entre los tres
conductores de fase y las cargas monofásicas pueden tomarse entre dos
conductores de fase o entre un conductor de fase y el neutro. Sin embargo su
aplicación principal ha sido como sistema de distribución monofásico, para
zonas rurales de densidad de carga baja.
• Conexión de los alimentadores primarios en anillos : En zonas de densidad de
carga elevada, se pude recurrir, para mejorar la continuidad del servicio, a
interconectar los extremos de los alimentadores primarios que salen de una
misma subestación mediante un interruptor, como se muestra en la figura 2.11.
Este arreglo puede operarse de las siguientes dos maneras:
Operación con el interruptor de amarre normalmente abierto, en cuyo caso los
dos alimentadores radiales; en caso de una falla en un alimentador, abre el
interruptor correspondiente de la subestación y después de desconectar la
zona afectada por la falla puede cerrarse el interruptor de amarre para tomar
parte de la carga del alimentador afectado por la falla.
74
CONEXIÓN DE DOS ALIMENTADORES PRIMARIOS PARA
FORMAR UN ANILLO
Operación con el interruptor de amarre normalmente cerrado en cuyo caso
opera como anillo; la carga total se divide entre los dos alimentadores y se
obtiene una mejor regulación del voltaje y se reducen las pérdidas. Una falla
en un punto del anillo provoca la apertura del interruptor de amarre el cual abre
instantáneamente, separando los dos alimentadores y después abre el
interruptor de la subestación correspondiente al alimentador afectado por la
falla.
Subestación
Interruptor de amarre
FIGURA 2.11
75
Por lo que hace a los circuitos secundarios de los sistemas radiales, existen
dos tipos principales: trifásicos de cuatro hilos y monofásicos de tres hilos. Se
emplean también, aunque menos frecuente, circuitos trifásicos de tres hilos
para alimentar cargas industriales.
• Sistema secundario trifásico de cuatro hilos : Este tipo de circuitos secundarios,
se alimentan desde el circuito primario mediante transformadores de
distribución trifásicos con conexión delta en el lado de alta tensión y conexión
estrella con neutro a tierra en el lado de baja tensión, como se muestra en la
figura 2.12.
SISTEMA SECUNDARIO TRIFASICO DE CUATRO HILOS
FIGURA 2.12
76
SISTEMAS SECUNDARIOS MONOFÁSICOS DE TRES HILOS
Las cargas trifásicas se alimentan de los tres conductores de fase; las cargas
monofásicas pueden alimentarse de una fase y el neutro, a la tensión Vn o de dos
fases, a la tensión √3 Vn.
• Sistema secundario monofásico de tres hilos : Este sistema se alimenta desde
el circuito primario mediante transformadores de distribución monofásicos.
FIGURA 2.13
77
La figura 2.13a representa el caso de un sistema alimentado desde dos fases de
un alimentador primario de tres hilos y la figura 2.13b el de un sistema alimentado
de una fase y el neutro de un alimentador primario de cuatro hilos.
En este sistema las cargas monofásicas pueden alimentarse de un hilo de fase y
el neutro, a la tensión Vn o de dos hilos de fase, a la tensión 2 Vn.
Con este sistema puede servirse ocasionalmente una carga trifásica mediante dos
transformadores monofásicos conectados en delta abierta en el secundario, como
se indica en la figura 2.14, resultando una tensión entre fases de 2 Vn. Sin
embargo esa conexión puede dar lugar a desequilibrios importantes de las
tensiones.
ALIMENTACIÓN OCASIONAL DE CARGAS TRIFASICAS EN ZONAS DE ALIMENTACION
MONOFASICA
FIGURA 2.14
78
2.2.3.2 Sistemas Radiales Subterráneos
Los sistemas de distribución radiales subterráneos se usan en zonas urbanas de
densidad de carga media y alta.
Los sistemas de distribución subterráneos están menos expuestos a fallas que los
aéreos, pero cuando se produce una falla es más difícil de localizar y su
reparación lleva más tiempo. Por esta razón, para evitar interrupciones
prolongadas y proporcionar flexibilidad a la operación, en el caso de los sistemas
radiales subterráneos se instalan seccionadores para permitir pasar la carga de un
alimentador primario a otro. También se instalan seccionadores para poder
conectar los circuitos secundarios, para que en caso de falla o de desconexión de
un transformador, se pueda conectar sus circuitos secundarios a un transformador
contiguo.
En la figura 2.15 se muestra el diagrama unifilar de un sistema subterráneo.
Actualmente existe la tendencia de realizar la distribución eléctrica de zonas
residenciales suburbanas mediante instalaciones subterráneas. Generalmente los
alimentadores primarios consisten en cables subterráneos dispuestos formando un
anillo, que funciona normalmente abierto, conectados a un alimentador aéreo
próximo. En la figura 2.16 se muestra el diagrama unifilar de una instalación de
este tipo.
2.2.3.3 Sistema de Red Automática Secundaria
Este sistema de distribución se utiliza en zonas urbanas de gran densidad de
carga y proporciona un grado de continuidad de servicio muy elevado. Las
instalaciones son subterráneas.
79
SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN RADIAL SUBTERRANEO
FIGURA 2.15
80
SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN EN ANILLO NORMALMENTE ABIERTO
PARA ZONAS RESIDENCIALES SUBURBANAS
FIGURA 2.16
81
Como se muestra en la figura 2.17, la red secundaria está constituida por
alimentadores secundarios, trifásicos de cuatro hilos, interconectados formando
una malla, siguiendo el trazado de la calles de la zona urbana a la que suministra
la energía eléctrica y de la que se derivan los servicios a los consumidores.
La red secundaria se alimenta por varios alimentadores primarios, trifásicos
radiales, procedentes de una misma subestación, a través de transformadores de
distribución trifásicos, conectados del lado de baja tensión a los nudos de la red
secundaria. Estos transformadores están conectados al alimentador primario
correspondiente por unas simples cuchillas desconectadoras y a la red secundaria
por un protector de red, que es un interruptor en aire operado automáticamente
por un relevador principal direccional y un relevador auxiliar de fase, que tiene
como función abrir el protector de red cuando la potencia eléctrica fluye de la red
secundaria hacia el alimentador primario y cerrar el protector cuando el voltaje en
las terminales secundarias del transformador es mayor que el voltaje de la red
secundaria y ambos están aproximadamente en fase, de manera que al cerrar el
protector la potencia eléctrica circulará del alimentador primario a la red
secundaria.
Cuando ocurre una falla de aislamiento en un alimentador primario, la protección
automática de dicho alimentador hace abrir el interruptor correspondiente a la
subestación. La falla es alimentada también desde la red secundaria, lo que
provoca la apertura de los protectores de red de los transformadores conectados
al alimentador primario afectado por la falla. Para restablecer el servicio una vez
que la falla ha sido eliminada, basta con cerrar el interruptor de la subestación lo
que provoca el cierre automático de los protectores de red. La red automática se
diseña de manera que pueda funcionar satisfactoriamente con un alimentador
primario fuera de servicio.
82
SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE RED AUTOMÁTICA SECUNDARIA
FIGURA 2.17
83
El protector de red incluye fusibles cuya función es proteger contra fallas en el
mismo protector o servir como protección de respaldo para fallas en el
transformador o en los alimentadores primarios y la red secundaria.
La mayoría de las redes secundarias están diseñadas de manera que una falla en
la red secundaria se elimine sin necesidad de que opere ninguna protección, al
quemarse el cable en el punto de falla.
En redes automáticas secundarias con voltajes más altos que los antes
mencionados el procedimiento de auto-extinción de fallas no es siempre seguro.
En estos casos se recurre a realizar la protección mediante limitadores, que son
piezas de cobre de menor sección que los alimentadores secundarios, que se
instalan en serie con éstos cerca de los puntos de unión de la red y que, cuando
hay una sobrecorriente de suficiente magnitud, se funden antes de que se dañe el
cable.
En caso de cargas concentradas de gran magnitud, que pueden afectar el buen
funcionamiento de una red automática secundaria convencional, puede recurrirse
a un arreglo como el mostrado en la figura 2.18.
RED AUTOMATICA SECUNDARIA PARA CARGAS CONCENTRADAS
FIGURA 2.18
84
3. CARACTERIZACIÓN DE LA DEMANDA
La caracterización de la demanda de energía y potencia tiene varios componentes
que deben ser analizados y definidos de tal forma que las medidas que se tomen
reflejen lo mejor posible las necesidades actuales y en el mediano plazo de los
usuarios.
A continuación, se hará una descripción de los diferentes componentes que se
han definido a lo largo del estudio como necesarios para la caracterización de la
demanda, la metodología de cálculo de cada uno de estos se hará en función de
la información que se ha logrado recopilar y que se considera es adsequible por
todas las personas. Posteriormente se presenta la aplicación de estas
metodologías a la situación actual de la población en estudio.
La metodología definida parte de la identificación del número de habitantes del
municipio, determinación del número de personas por vivienda con el fin de
obtener el número potencial de usuarios a atender.
Por otra parte las características de las viviendas en el municipio permiten
encontrar un patrón de consumo que en promedio se ajusta a las necesidades
básicas de la población y que se han denominado consumo por usuario.
3.1 Metodología para la Proyección de la Población
La metodología que se adopte para la proyección de los habitantes del municipio
deberá basarse en información existente y confiable; y deberá acomodarse a las
dificultades propias de las zonas no interconectadas como son su tamaño y la
dificultad de acceso entre otros. Por tanto, se considera conveniente utilizar la
información de los censos realizados en los años de 1973, 1985 y 1993 (cabecera
85
y rural) mediante una técnica de regresiones determinar la curva que más se
acomode a los datos y extrapolar para el período de análisis.
La evolución de la población ha sido asimilada a diferentes curvas: exponencial,
logística, polinomios de distintos grados, etc. Todas estas curvas pueden describir
en un momento dado muy bien el comportamiento de una población, pero esto no
significa que en el futuro lo hagan. Sin embargo, para realizar las proyecciones de
población de áreas menores a corto y mediano plazo, con las limitaciones de
tiempo y desagregación de la información disponible, estos métodos pueden
arrojar en general, resultados bastante aproximados.
3.1.1 Aplicación de la Metodología a la Situación Actual
Para este trabajo se adoptó la función logística que tiene forma de s alargada, con
dos asíntotas; una inferior y otra superior; y describe dos zonas a saber, una
primera zona donde la población crece aceleradamente hasta llegar a un máximo
y una segunda zona de saturación donde la tasa de crecimiento de la población
decrece hasta llegar a cero.
Matemáticamente esta función se puede escribir como:
Pt = K / (1+ea+bt)
Donde:
Pt : Población en el momento t
t : Período de tiempo
K : Asíntota superior
a y b : Constantes
Como se puede apreciar, la población está expresada fundamentalmente como un
cociente, donde el numerador es la asíntota superior y el denominador es una
86
función que se va volviendo cada vez más pequeña, acercándose a la unidad,
haciendo tender el cociente al valor de K.
Para aplicar esta metodología, se requiere contar al menos con la población en
tres momentos en el tiempo.
Para el municipio de Puerto Inírida se determinaron regresiones tanto para la
población total del municipio como para la cabecera municipal o la parte rural,
dependiendo de cual de las dos es creciente.
3.1.2 Resultados
En la tabla 3.1 se presenta el resumen de los resultados obtenidos de la
proyección de población para el municipio en estudio para los años 2001 – 2020,
utilizando la metodología descrita en la sección anterior.
3.2 Determinación del Número de Habitantes por Usuario y por Vivienda
Los datos usados para la evaluación del número de personas por usuario son los
siguientes:
ICEL – Evaluación del Programa de Expansión de las áreas no interconectadas –
Diciembre de 1994.
El Icel presentó una estimación del número de personas por usuario basado en
encuestas propias de las zonas de la Orinoquía y Amazonía y de cartillas propias
emitidas en años anteriores, considerando como seis el número de personas
promedio por vivienda o usuario final.
DANE – Censo 1994 – Número de personas y Número de familias por vivienda.
87
Los registros presentados por el DANE según el censo de 1993 para la ciudad de
Puerto Inirida es de 3.93 personas por vivienda.
La estimación del número de personas y el número de familias por vivienda de una
zona, debe ser el resultado de una encuesta censal actualizada de la población
incluido el número de viviendas, número de familias por vivienda, número de
personas por familia y datos que permiten estratificar el consumo y la capacidad
de pago y evaluación del crecimiento de la población para un período futuro,
considerando la vida útil de la solución propuesta, según las características de
crecimiento anual de población obtenida de censos del DANE o propios, el nivel
de vida social y los proyectos de desarrollo de la zona en estudio.
Ante la circunstancia de no poderse efectuar el anterior procedimiento, este podrá
modificarse de acuerdo con la experiencia del IPSE y obtener los datos del
número de personas por vivienda y el número de personas por usuario para
cuantificar los usuarios potenciales y por tanto, la demanda de potencia de diseño
y futura para la población en estudio estimada para un lapso de 20 años, previsible
para equipos diesel .
Para el desarrollo de este estudio sin la realización de una encuesta minuciosa
para las poblaciones, con los datos presentados y una comparación entre los
datos mostrados se sugieren lo siguiente:
Número de personas por usuario = 4
Número de familias por vivienda = 1
3. 2.2 Resultados
Con la proyección de población realizada y con el número de habitantes por
vivienda estimada, en la tabla 3.2 se presentan los resultados del número de
usuarios potenciales para el municipio de Puerto Inírida.
88
3.3 Metodología Para la Proyección de la Demanda
Una vez definido el crecimiento de la población y el número de habitantes por
usuario se puede realizar la proyección de la demanda de potencia y energía,
como lo indican las siguientes ecuaciones:
PEn = Po [ (1+R)(1+S)]n
Donde:
n : Año de proyección
PEn : Demanda de potencia en el año n
Po : Demanda de potencia en el año cero
R : Tasa de crecimiento vegetativo de la demanda de potencia
S : Tasa de crecimiento poblacional
Por otro lado para el cálculo de la demanda de energía será:
DEn = Po [ (1+R)(1+S)]n Fc * t
Donde :
n : Año de proyección
PEn : Demanda de potencia en el año n
Po : Demanda de potencia en el año cero
R : Tasa de crecimiento vegetativo de la demanda de potencia
S : Tasa de crecimiento poblacional
Fc : Factor de carga
t : 8760 horas de servicio
89
3.3.1 Resultados
Con base en la metodología descrita, en las tablas 3.3 y 3.4 se presentan los
resultados obtenidos de la proyección de demanda de potencia y energía
realizados en el municipio. La proyección de demanda se realizó teniendo en
cuenta el uso racional de energía ya que en estos lugares existe la posibilidad de
utilizar energías alternativas.
Los datos utilizados para la proyección de demanda son los siguientes:
Número de habitantes por usuario: 4 (ver numeral 3.2)
Demanda de potencia pico en kW : 1800 (según curva de generación diaria
estimada en Puerto Inírida, figura 4.2).
Tasa de Crecimiento Vegetativa : 1%
Tasa de Crecimiento Poblacional : 1.19% (dato suministrado por el DANE, Censo
de 1993, para la zona del Guainía).
Factor de carga : 0.446
Donde el factor de carga es:
kVApico
okVApromediaFc =arg
Según la curva de generación diaria de Puerto inírida (figura 4.2) tenemos:
802.8 kW promedio = 1003.5 kVA promedio
1800 kW pico = 2250 kVA pico
446.02250
5.1003arg ==
kVA
kVAaFc
90
AÑO CABECERA RURAL TOTAL1973 3387 5228 86151985 3758 6454 102121993 3981 7364 113452000 6560 8212 147722001 6596 8336 149322002 6632 8462 150942003 6669 8590 152582004 6706 8719 154252005 6742 8851 155932006 6779 8985 157642007 6817 9120 159372008 6854 9258 161122009 6892 9398 162902010 6930 9540 164702011 6968 9684 166522012 7006 9830 168362013 7045 9978 170232014 7084 10129 172132015 7123 10282 174052016 7162 10437 175992017 7201 10595 177962018 7241 10755 179962019 7281 10917 181982020 7321 11082 18403
TABLA 3.1 PROYECCIÓN DE POBLACIÓNPUERTO INIRIDA
2001-2020
91
AÑO CABECERA RURAL TOTAL1973 803 1239 20421985 890 1529 24191993 943 1745 26882000 1640 2053 36932001 1665 2084 37492002 1690 2115 38052003 1715 2147 38632004 1741 2180 39212005 1768 2213 39802006 1794 2246 40402007 1821 2280 41012008 1849 2315 41632009 1877 2349 42262010 1905 2385 42902011 1934 2421 43552012 1963 2458 44212013 1993 2495 44872014 2023 2532 45552015 2053 2571 46242016 2084 2609 46942017 2116 2649 47652018 2148 2689 48372019 2180 2729 49102020 2213 2771 4984
TABLA 3.2 PROYECCIÓN DE USUARIOSPUERTO INÍRIDA
2001-2020
92
AÑO POTENCIA (kW)2000 1800,002001 1852,542002 1906,622003 1962,272004 2019,552005 2078,502006 2139,172007 2201,622008 2265,882009 2332,022010 2400,092011 2470,152012 2542,262013 2616,462014 2692,842015 2771,442016 2852,342017 2935,602018 3021,292019 3109,482020 3200,25
TABLA 3.3 PROYECCION ANUAL DE DEMANDA DE POTENCIA(kW)
PUERTO INÍRIDA2001-2020
93
AÑO ENERGÍA (kWh)/año2000 69379202001 71404382002 73488672003 75633812004 77841562005 80113752006 82452272007 84859062008 87336092009 89885432010 92509192011 95209532012 97988702013 100848992014 103792772015 106822482016 109940632017 113149792018 116452642019 119851892020 12335037
TABLA 3.4 PROYECCIÓN DE DEMANDA DE ENERGÍA (kWh)PUERTO INIRIDA
2001-2020
94
4. DESCRIPCIÓN Y ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS DE GENERACIÓN
4.1 OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA ACTUAL.
4.1.1 Generalidades
El esquema básico de generación en la ciudad de Puerto Inírida está constituido
por cuatro grupos electrógenos y una configuración de barra sencilla como se
muestra en la figura 4.1. La central generadora alimenta tres circuitos que tienen
una potencia instalada de 1982.5 kVA , 847.5 kVA y 960 kVA tal como aparece en
el diagrama unifilar.
DIAGRAMA UNIFILAR SITUACION ACTUAL PUERTO INIRIDA
Figura 4.1
Para el mes de agosto del año 2000, solamente estaban en servicio las dos
unidades Cummins, puesto que los grupos electrógenos restantes marca Issotta
presentaban daños que les impedían su funcionamiento. A pesar de esta
situación, los grupos que están operando en este momento tienen la capacidad de
95
atender en un cien por ciento la demanda de energía de la ciudad. Recordemos
que las unidades marca Cummins son de potencia Prime de 1250kW, o sea que
se deben de trabajar al 70% o máximo al 80% de su potencia nominal,
recomendación que es atendida por los operadores del sistema generador.
De acuerdo a las mediciones efectuadas por el grupo técnico de generación de la
central, se encontró que la carga diaria típica en el municipio es la representada
en la figura 4.2, en donde se analizan los registros más altos y los más bajos para
finalmente obtener una curva promedio. Esta curva es elaborada de acuerdo a los
registros de las planillas de cada circuito en condiciones óptimas de generación, o
sea, cuando la central opera sin racionamiento de ninguna clase.
A pesar de estar el sistema de generación en capacidad de atender toda la carga
de la ciudad, en las horas pico se presenta un racionamiento de aproximadamente
300 kW, lo que equivale al 16.6% de la potencia pico diaria. Aunado a este
racionamiento también debemos mencionar, que el servicio se presta en la
actualidad solamente 10 horas al día, teniendo en cuenta que hasta hace pocos
meses se prestaba el servicio 18 horas al día tal como aparece en la curva típica
de generación de la ciudad. Esta situación obedece a la falta de combustible
debido a la escasez de recursos de la empresa encargada de suministrar energía
en la ciudad, problemática que abarca a todas las empresas no interconectadas al
sistema y que son subsidiadas por el estado.
96
GENERACIÓN DIARIA ESTIMADA EN PUERTO INÍRIDA
0200400600800
100012001400160018002000
0:30
1:30
2:30
3:30
4:30
5:30
6:30
7:30
8:30
9:30
10:3
011
:3012
:3013
:3014
:3015
:3016
:3017
:3018
:3019
:3020
:3021
:3022
:3023
:30
HORAS
KIL
OV
AT
IOS
Promedio Envolvente Superior Envolvente Inferior
FUENTE: EMPRESA DE ENERGÍA DEL GUAINÍA LA CEIBA S.A. E.S.P.
FIGURA 4.2
Sin embargo nuestra mayor preocupación radica en que no existen unidades de
respaldo y en el momento en que salga de servicio uno o ambos grupos de los
que se encuentran en funcionamiento (las dos máquinas Cummins), la población
se encontrará ante la difícil situación de tener que soportar racionamientos
supremamente severos, o peor aún carecer del servicio de energía durante el
tiempo que tarden los operadores en superar la emergencia, causando así
pérdidas significativas a todos los renglones de la economía de la ciudad y del
departamento en general.
Además, el esquema de generación actual no permite suministrar el servicio de
energía eléctrica de modo continuo, o sea 24 horas diarias, por el hecho de tener
que alimentar cada circuito existente de modo individual. Esto quiere decir que en
97
las horas de la madrugada, que es donde la demanda de energía está en su punto
mínimo, los grupos operando en forma aislada no pueden suministrar esa
cantidad de energía tan reducida a cada circuito, porque como bien sabemos, no
es aconsejable trabajar un motor diesel por debajo de la mitad de su capacidad
nominal.
Es por tal motivo que en este estudio se pretende encontrar una solución técnica
y económicamente viable a estas dos situaciones mencionadas anteriormente.
Para tal fin, a continuación presentamos dos posibles alternativas para mejorar la
infraestructura de generación de la ciudad de Puerto Inírida. Posteriormente
procederemos a analizar las ventajas y las desventajas de cada una de estas,
para finalmente recomendar la que a nuestro criterio es la mejor.
Inicialmente sabemos que es necesario reemplazar la unidad denominada G2 en
el diagrama unifilar de la figura 4.1, porque es la que más se encuentra
descompuesta (G2 es el de mayor horas de servicio), por otra nueva de mayor
potencia. Además se debe reparar G1 en la medida en que sea posible; entonces
tenemos:
4.1.2 Alternativas de Optimización del Sistema de Generación Actual en
Puerto Inírida.
4.1.2.1 Alternativa 1: Sustitución del Grupo Electrógeno G2
En esta alternativa lo que se plantea es el reemplazo del grupo generador de
637kW de potencia nominal nombrado en el diagrama unifilar como generador
número dos, (el cual está bastante averiado) por otro generador de la misma
marca (Issotta Frachini) y de una potencia nominal capaz de satisfacer la
demanda de energía y potencia presentadas en las proyecciones del capítulo tres
de este estudio. El criterio de selección de la potencia nominal se basa en el
siguiente análisis:
98
De acuerdo con el resultado de la proyección de la demanda de potencia en
Puerto Inírida, para 15 años tenemos que la población requerirá de 2771,44 kW
como mínimo para satisfacer sus requerimientos energéticos (este resultado se
encuentra en la tabla 3.3). Entonces con este resultado procedemos a seleccionar
la potencia de nuestro generador de modo tal que no se sobredimensione, pero
que tampoco sea muy pequeño. No olvidemos que la intención de esta alternativa
es utilizar el transformador de 2000 kVA existente en la subestación de la central,
por lo tanto la potencia del grupo nuevo no debe de sobrepasar los 1600 kW, o
sea 2000kVA. Entonces planteamos preliminarmente instalar un grupo de 1500
kW, puesto que es la potencia más cercana a 1600 kW en la cual fabrican
generadores marca Issotta. Observemos como se comportaría el sistema de la
ciudad en 15 años si implementamos este equipo:
TABLA 4.1 GENERACIÓN EN PUERTO INÍRIDA EN 15 AÑOS UTILIZANDO DOS
GENERADORES CUMMINS Y DOS ISSOTTA
G1 900kW
CONTINUOS
G2 1500kW
CONTINUOS
G3 1250kW
PRIME*
G4 1250kW
PRIME*
TOTAL kW
GENERADOS
% POTENCIA
GENERADA**
SI SI SI SI 4150 149.7
SI SI SI NO 3275 118.1
NO SI SI SI 3250 117.2
SI SI NO NO 2400 86.6
NO SI SI NO 86.6 85.7
NO SI NO NO 1500 54.1
*POTENCIA GENERADA= 70% DE LA POTENCIA NOMINAL
**% DE POTENCIA GENERADA RESPECTO A LA DEMANDA DEL AÑO 15 DE 2772 kW
En la tabla anterior indicamos como “SI” cuando el grupo generador está en
servicio y “NO” cuando se encuentra fuera de servicio. De acuerdo a lo observado
en la mencionada tabla, podemos concluir que el sistema será capaz de trabajar
normalmente, a pesar de no tener en servicio las unidades G1 o G4, y trabajará al
99
85% de su capacidad si salen de servicio dos grupos al mismo tiempo. De igual
modo podrá atender la mitad de la demanda de energía en el caso de que salgan
las otras tres unidades de servicio, situación que no ha de ser muy frecuente. Por
lo tanto seleccionamos un grupo generador con una capacidad nominal de
1500kW y de los datos de placa mencionados en la tabla 4.2.
El motivo de seleccionar un generador de esta marca es estrictamente por su
tensión de servicio. Si pretendemos hacer la sustitución del mencionado grupo por
otro de tensión de servicio diferente, entonces estamos obligados a cambiar el
transformador que lo conecta con la barra, elevando de este modo los costos de la
optimización.
Sin embargo, al efectuar la sustitución descrita anteriormente, nos encontramos
con la misma dificultad técnica existente en estos momentos. Y esta dificultad no
es otra diferente a que no es posible la puesta en servicio de G1 y/o G2 con G3 y
G4. esta situación acontece porque el transformador T1 es del grupo de conexión
YND7, mientras que los otros dos transformadores pertenecen al grupo de
conexión DYN5. Por este motivo no es posible sincronizar las salidas de
frecuencia, secuencia de fase y voltaje en la barra de la subestación.
Entonces lo que se debe hacer es sincronizar el sistema de generación en el lado
de alta de los transformadores de potencia de la subestación. Para que sea
posible efectuar la sicronización en estos puntos, es indispensable instalar
interruptores entre el barraje y los transformadores. Como sabemos que el
generador con mayor potencia nominal es el de 1500 kW (a instalar), entonces
este será el que arrastre al sistema. O sea que este se debe de energizar primero
en vacío, para que los equipos de sincronismo tomen sus respectivas medidas de
tensión, frecuencia y fase, y las comparen con las mismas señales provenientes
de los otros dos generadores, tomando las desviaciones producidas por los
transformadores del sistema, para finalmente completar el ejercicio de sincronizar
los tres generadores cerrando los interruptores en la medida en que el mecanismo
100
de sincronización lo permita. Este procedimiento se puede observar mejor en la
figura 4.1. Esta operación se puede realizar bien sea utilizando un sincronoscopio,
un brazo de sincronismo o sino implementando el método de las dos lámparas del
cual se hará una ilustración en párrafos posteriores
Respecto al generador de 900 kW de potencia (G1), lo que proponemos es que
sea reparado en la medida en que se pueda realizar la mencionada refacción. Si
no es factible debido a su avanzado deterioro, entonces se recomienda también
comprar uno nuevo. Esta reposición deberá de hacerse lo más pronto
dependiendo de los recursos a que tenga acceso la electrificadora.
En la búsqueda de alternativas para mejorar el sistema de generación de la cuidad
de Puerto Inírida, se pensó en la alternativa de conectar en paralelo las dos
unidades marca Cummins de 1250 kW cada una, con una tercera también de
1250 kW de potencia nominal (875kW al 70% de PN), para de éste modo
garantizar a los usuarios del servicio continuidad y confiabilidad en el suministro
de energía. Por esta razón a continuación describiremos tal alternativa:
4.1.2.2 Alternativa 2: Sustitución del Grupo Electrógeno G2 por Otro de
Iguales Características a los que Están en Servicio
Para que sea posible instalar un generador que pueda trabajar de modo
sincronizado con los generadores que se encuentran en éste momento en
servicio, debemos seleccionar el generador nuevo de modo tal que cumpla con los
requerimientos propios del sincronismo, tales como son, tener la misma
frecuencia, tensión de servicio y secuencia de fases.
La sincronización de los grupos se efectuará en el lado de alta de los
transformadores, de modo similar a lo descrito en la alternativa anterior.
101
De igual forma que en la sección anterior y de acuerdo con el resultado de la
proyección de la demanda de potencia en Puerto Inírida, procedemos a
seleccionar la potencia de nuestro generador. Entonces planteamos instalar un
grupo de 1250 kW. Observemos como se comportaría el sistema de la ciudad en
15 años si implementamos este equipo marca Cummins, sin perder de vista que
este cálculo está basado en proyecciones que pueden tener imprecisiones:
TABLA 4.2 GENERACIÓN EN PUERTO INÍRIDA EN 15 AÑOS UTILIZANDO
TRES GENERADORES MARCA CUMMINS
G2 1250kW
PRIME*
G3 1250kW
PRIME*
G4 1250kW
PRIME*
TOTAL kW
GENERADOS
% POTENCIA
GENERADA**
SI SI SI 2625 94.46
SI SI NO 1750 63.13
SI NO NO 875 31.56
SI(100%) SI(100%) NO 2500 90.18
SI(100%) NO NO 1250 55.02
*POTENCIA GENERADA= 70% DE LA POTENCIA NOMINAL
**% DE POTENCIA GENERADA RESPECTO A LA DEMANDA DEL AÑO 15 DE 2772 KW
Igual que en la tabla de la sección anterior, indicamos como “SI” cuando el grupo
generador está en servicio y “NO” cuando se encuentra fuera de servicio, e
indicamos como “SI(100%)” cuando la máquina se trabaja a su potencia nominal.
De acuerdo a lo observado en la mencionada tabla, podemos concluir que,
contrario a la alternativa anterior, el sistema no es capaz de trabajar normalmente
si sale de servicio alguna unidad, o sea que es necesario racionar en estas
circunstancias. Para el último año del proyecto, se deben de trabajar los grupos al
74% de su potencia nominal de modo permanente, situación que está dentro de
los límites aceptados para trabajar un grupo electrógeno de servicio Prime.
Podríamos recomendar instalar un grupo electrógeno más grande, pero en
potencia nominal el que sigue de esta marca es de 2100 kW, y esta potencia es
muy grande para una sola máquina. Entonces, de acuerdo con lo analizado en
102
esta alternativa, seleccionamos un grupo generador con una capacidad nominal
de 1250kW marca Cummins.
4.1.3 Curva Característica de Generación Diaria Con Servicio 24 Horas.
De acuerdo a uno de los objetivos de nuestro estudio de optimización del sistema
actual de Puerto Inírida referente a suministrar energía a la población durante un
periodo de 24 horas diarias, nos encontramos ante la necesidad de tener que
construir la curva de carga de la población durante este periodo de tiempo (24
horas/día). Y para ello hemos tomado un consumo de energía eléctrica muy bajo
durante las horas en las cuales actualmente no hay suministro. Esta parte de la
curva la elaboramos prolongando la carga desde el punto donde se hace el corte
del servicio hasta el extremo donde se reanuda el suministro de energía a la
población, ubicando su punto más bajo de consumo entre las 4:30 am y las 5:00
am. Esta suposición parte de la problemática de no encontrar estadísticas de
consumo de carga en la población durante las horas en las que en la actualidad no
se presta el servicio. A continuación presentamos un modelo de cómo debe ser
esta curva (figura 4.3).
103
GENERACIÓN DIARIA ESTIMADA CON SERVICIO 24 HORAS
0200400600800
100012001400160018002000
0:30
2:30
4:30
6:30
8:30
10:3
012
:30
14:3
016
:30
18:3
020
:30
22:3
0
HORAS
KIL
OV
AT
IOS
Promedio Envolvente Suprior Envolvente Inferior
FIGURA 4.3
Para ver de un modo más claro el incremento en la calidad del servicio de este
modo, presentamos en la tabla 4.3 una comparación entre la curva de generación
actual (figura 4.2) y la que representa un suministro continuo de energía :
TABLA 4.3 ENERGÍA DIARIA GENERANDO 18 HORAS Y GENERANDO 24
HORAS DIARIAS.
CURVA GENERANDO 18 HORAS GENERANDO 24 HORAS
kWh/día Factor de Carga KWh/día Factor de Carga
Promedio 19267.00 0.446 25588.33 0.593
Envolvente Sup. 20568.60 0.476 27495.51 0.637
Envolvente Inf. 17749.62 0.411 23.887.93 0.553
4.1.4 Análisis de Carga y Estudio de Corto Circuito.
En esta sección de nuestro estudio de Alternativas para el Suministro de Energía
en Puerto Inírida, consideraremos cómo es el comportamiento eléctrico del
104
sistema propuesto, proyectándolo a 15 años. Estudiaremos su estado normal de
funcionamiento, para posteriormente entrar a revisar como se comporta en
presencia de fallas, para así entrar a evaluar el sistema de protecciones de la
central generadora de energía.
El mencionado análisis se realizará en las dos alternativas descritas en las
secciones 4.1.2.1 y 4.1.2.2, teniendo en cuenta posibles contingencias en el
sistema de generación.
4.1.4.1 Flujos de Carga.
El análisis de flujos de carga es una de las principales herramientas en la
planeación de los sistemas, razón por la cual es utilizado ampliamente. Es de gran
importancia para quien hace la planeación; además, si se utiliza un programa
computacional para realizar esta labor, los errores se disminuyen en forma
considerable.
4.1.4.1.1 Flujo de Carga Alternativa 1: Sustitución del Grupo Electrógeno G2 .
Empezaremos simulando la situación de funcionamiento normal de la central de
generación de Puerto Inírida. En este esquema se muestra que G1 no está en
funcionamiento (figura 4.4), y este fenómeno ocurre debido a que no es necesario
poner en funcionamiento este grupo, porque el sistema puede funcionar sin
inconveniente alguno con las tres máquinas restantes, tal como se observa en la
figura 4.4. G1 es solo de reserva. Si la planeación se hiciera con máquinas
nuevas, obligatoriamente se debería de trabajar siempre con G1 y G2 que son de
trabajo continuo y dejar de respaldo las unidades G3 y G4. Pero como debemos
de tener en cuenta que G1 es un grupo que ya ha sido reparado con anterioridad,
no podemos confiarle la tarea de suministrar la energía al sistema de forma
permanente.
105
FIGURA 4.4 FLUJO DE CARGA CON TRES UNIDADES EN SERVICIO AÑO
CERO DEL PROYECTO ALTERNATIVA 1
El sistema de la figura 4.4 es simulado en el año cero del proyecto. En este flujo
de carga observamos que los grupos G3 y G4 están trabajando aproximadamente
al 30% de su potencia nominal, mientras que G2 trabaja al 60 %. Entonces,
tampoco se pueden trabajar estos tres grupos al tiempo en los primeros años del
proyecto. Se debe de apagar bien sea G3 o G4 para que el sistema funcione de
modo óptimo.
Ahora procedemos a elaborar el flujo de carga en el año 15 del proyecto, el cual
se presenta en el diagrama unifilar de la figura 4.5. Notamos que los generadores
G3 y G4 trabajan aproximadamente al 71% de su potencia nominal mientras que
G2 lo hace al 60%. Esto quiere decir que el sistema de este modo trabaja
eficientemente.
106
FIGURA 4.5 FLUJO DE CARGA CON TRES GRUPOS EN SERVICIO AÑO 15DEL PROYECTO ALTERNATIVA 1
Una vez demostrado que el sistema en el año 15 funciona satisfactoriamente,
analizaremos lo que ocurre cuando uno de los grupos sale de servicio, tal como se
muestra en la figura 4.6
FIGURA 4.6 FLUJO DE CARGA CON DOS GENERADORES EN SERVICIO AÑO15 DEL PROYECTO ALTERNATIVA 1
107
En este esquema encontramos que los generadores se cargan 10%
aproximadamente. Si esta situación dura poca horas no va a causar ningún
traumatismo en la prestación del servicio, pero si la falla de G3 es mayor en
tiempo a un par de horas, se deberá de racionar energía en las horas pico. Este
racionamiento será de aproximadamente el 30%.
4.1.4.1.2 Flujo de Carga Alternativa 2: Sustitución del Grupo Electrógeno G1
y G2 Por Otro de Iguales Características a los que están en Servicio.
Igual que en la sección anterior, primero se analizará la situación en el año de
inicio del proyecto, y posteriormente se analizará en el año 15 con sus respectivos
análisis de contingencias.
FIGURA 4.7 FLUJO DE CARGA CON TRES GENERADORES EN SERVICIO
AÑO CERO DEL PROYECTO ALTERNATIVA 2
Al observar la figura 4.7 se aprecia que el sistema en el año cero del proyecto no
se va a sobrecargar y sus generadores trabajaran en rangos que están entre la
mitad de la potencia nominal de cada máquina y el 70% de su capacidad nominal.
108
Ahora estudiemos la situación del sistema de generación de la alternativa 2 en el
año 15 del proyecto:
FIGURA 4.8 FLUJO DE CARGA CON TRES GENERADORES EN SERVICIO
AÑO 15 DEL PROYECTO ALTERNATIVA 2
Para el año 15 del proyecto tendremos que los generadores se cargarán entre el
72% y el 80% de su capacidad nominal. O sea que se encuentran dentro de los
límites permitidos de carga por los fabricantes de grupos electrógenos de potencia
Prime.
Ahora analizaremos que ocurre si uno de los generadores sale de servicio. Para
tal labor observaremos la siguiente figura:
109
FIGURA 4.9 FLUJO DE CARGA CON DOS GENERADORES EN SERVICIO
ALTERNATIVA 2
En esta situación los generadores trabajarán al límite de su potencia nominal. Así
podrán trabajar pocas horas, pero de continuar esta situación se deberá de
racionar en las horas pico 30% aproximadamente.
4.1.4.2 Análisis de corto circuito.
Los estudios de corto circuito en los sistemas eléctricos como algunos otros se
hacen con un propósito específico, es decir que deben tener una aplicación
concreta para la solución de un probable problema. En principio se puede decir
que el corto circuito es una condición indeseable en un sistema eléctrico pero que
se puede presentar con una cierta probabilidad con diferentes orígenes primarios
por lo que se debe de considerar esto en los diseños a fin de prevenir sus efectos
y proveer de elementos de desconexión apropiados.
110
En general se puede mencionar que un estudio de corto circuito sirve para:
• Determinar las características disruptivas de los elementos de desconexión
de las corrientes de corto como son interruptores, fusibles, reconectadores,
y fusibles de potencia principalmente.
• Realizar un estudio para la selección y coordinación de los dispositivos de
protección contra las corrientes de corto circuito.
En función de lo anterior se observa que es importante para cualquier
instalación eléctrica hacer el estudio de corto circuito por lo que es necesario
saber en principio que elementos intervienen y en que forma así como el nivel
de detalle requerido en cada caso.
Es por eso que adelantaremos este estudio para las dos alternativas
planteadas en este documento.
4.1.4.2.1 Análisis de Corto Circuito Alternativa 1
Comenzaremos con el análisis de corto circuito monofásico en la barra de 13.2
kV del esquema de generación planteado en la alternativa 1, con sus
respectivos aportes, tal como se aprecia en la figura 4.10
111
FIGURA 4.10 CORTO CIRCUITO MONOFÁSICO ALTERNATIVA1
El corto circuito trifásico en la barra de 13.2 kV también con sus respectivos
aportes se aprecia en la figura 4.11, los corto circuitos en trifásicos en las
demás del sistema aparece en la figura 4.12. Los reportes completos
aparecen en el anexo 4.
FIGURA 4.11 CORTO CIRCUITO TRIFÁSICO BUS 13.2 KV ALTERNATIVA 1
112
FIGURA 4.12 CORTO CIRCUITO TRIFÁSICO EN TODAS LAS BARRAS
ALTERNATIVA 1
4.1.4.2.2 Análisis de Corto Circuito Alternativa 2
Ahora procedemos a calcular los mismos corto circuitos para la alternativa 2 y los
reportes con sus respectivos aportes aparecen en el anexo 5.
FIGURA 4.13 CORTO CIRCUITO MONOFÁSICO BARRA 13.2 KV
ALTERNATIVA2
113
FIGURA 4.14 CORTO CIRCUITO TRIFÁSICO EN TODAS LAS BARRASALTERNATIVA 2
El análisis de corto circuito fue realizado para determinar los elementos que se
deben reemplazar, tales como son barajes e interruptores básicamente. Porque la
corriente de corto circuito es uno de los parámetros fundamentales en cualquier
diseño eléctrico. A su vez, también tiene bastante incidencia en lo que hace
referencia a las protecciones eléctricas del sistema. Dependiendo de los niveles
de corriente de corto circuito se seleccionan las respectivas protecciones (sin
perder de vista que la utilización del sistema también es un factor predominante en
la selección del sistema de protección).
4.1.5 Componentes del Sistema de Generación de Puerto Inírida.
A continuación haremos una breve descripción de todos los componentes
eléctricos que conformarán la central de generación en la cuidad, de acuerdo a lo
planteado en nuestra primera alternativa, diferenciando los elementos existentes,
de los que se deben de comprar, en la tabla de resumen que aparece al final de la
alternativa.
114
4.1.5.1. Grupos electrógenos
Se conoce como grupo electrógeno al conjunto de un motor diesel y un generador
trifásico sincrónico, acoplados en sus ejes, que tiene como función suministrar
energía eléctrica.
Respecto del motor Diesel podemos agregar que su funcionamiento se basa en
utilizar la fuerza expansiva de la combustión del ACPM , provocada al mezclarse
con aire calentado a alta temperatura por compresión. Son entonces, motores de
combustión interna (ver sección 2.1.5.3). En cuanto al generador sincrónico
remitirse a la sección 2.1.5.2.
Los grupos electrógenos que recomendamos deben de continuar en servicio son
los siguientes:
TABLA 4.4 GRUPOS ELECTRÓGENOS DE LA CENTRAL DE PUERTO INÍRIDA
DESCRIPCIÓN UNIDAD GRUPO 1 GRUPO 2 GRUPO 3 GRUPO 4
Horas de Servicio H A Reparar A Instalar 23000 9800
Voltaje Generación V 4160 4160 440 440
Frecuencia Hz 60 60 60 60
Velocidad Rpm 1200 1200 1800 1800
Potencia Activa kW 900 1500 1250 1250
Potencia Aparente kVA 1875 1875 1562.5 1562.5
Cos φ 0.8 0.8 0.8 0.8
Consumo Combust Gal/hora 55 92 85 85
Consumo Aceite Gal/mes 33 68 44 40
Año de Fabricación Fecha 1990 2000 1995 (mayo) 1999 (JUN)
Fuente: Generación Diesel Metodología. Documento ICEL
115
4.1.5.1.1 Interruptor del Generador.
Los interruptores para generador representan una clase especificada para
corrientes de paso continuo y corrientes de cortocircuito muy altas, típicamente a
los voltajes del generador. Los interruptores del generador se incorporan en los
ductos de los buses del generador y pueden incluir otros componentes de
interrupción para medición de corriente, detección de fallas y aterrizado.
Los interruptores ABB para generadores se fabrican hasta 50 kA de corriente
nominal y hasta 220 kA. Se emplean dos tecnologías: de aire comprimido a las
capacidades más altas y de SF6 de auto soplado en los niveles de potencia bajos
e intermedios.
Algunas ventajas de utilizar interruptores de generador incluyen las siguientes:
• Simplificación de operación, especialmente durante la puesta en servicio y
las repeticiones de puesta en servicio, porque el generador puede
manejarse como unidad separada, aislada del transformador principal y de
los transformadores unitarios.
• Protección contra falla entre el generador y el transformador. Se crean dos
zonas de protección y las fallas del generador se aíslan al abrir únicamente
el interruptor del generador.
• Protección del generador contra desbalanceo de carga.
• Protección del generador contra fallas del transformador.
• Aumento de confiabilidad y disponibilidad.
116
4.1.5.2 Subestación.
Las subestaciones constituyen los centros de maniobra de un sistema eléctrico, y
en donde se decide el destino de la energía producida en las centrales
generadoras.
Podemos clasificar la subestación de la central de Puerto Inírida como una
subestación de transformación elevadora.
Este tipo de subestaciones se utilizan en la salida de los grupos generadores de la
central, con el fin de transformar la tensión de la energía generada, a una tensión
propia de distribución en el área urbana o centro de consumo.
Equipos de la subestación
Los principales elementos que conforman la subestación son:
4.1.5.2.1 Interruptores.
Es el más importante equipo de la subestación con el cual se maneja la conexión
o desconexión de la energía entre los centros de producción y distribución y el
encargado de suspender lo aclarar las fallas que se presenten en el sistema de
generación.
Según su medio de disrupción se destacan:
• Interruptor de mínimo volumen de aceite
• Interruptor de aire comprimido
• Interruptor de hexafluoruro de azufre SF6
117
El interruptor más utilizado es el de exafluoruro de azufre que ha venido
imponiéndose tanto en subestaciones subterráneas o bajo cubierta como en las
convencionales o de intemperie.
4.1.5.2.2 Seccionadores.
Los seccionadores son elementos que se utilizan para separar eléctricamente los
equipos en la subestación y no se deben usar para interrumpir o establecer flujo
de energía en el circuito.
El sistema de separación puede ser horizontal con seccionsdores de brazo
sencillo, brazo doble de rotación central y apertura vertical o separación vertical
con seccionadores de pantógrafo o de telescopio.
4.1.5.2.3 Pararrayos.
Elemento para protección del equipo de la subestación por sobre voltajes
provenientes de descargas atmosféricas o por cambio de estado en el sistema.
En la subestación a parte de los equipos mencionados también tenemos
aisladores, barajes, estructuras, obras civiles, reactores, tableros de control,
equipos de comunicación, baterías y cargadores de baterías, transformadores de
corriente y de potencial, al igual que de servicios auxiliares, equipos de medida y
protección, y sobre todo, transformadores de potencia.
4.1.5.2.4 Transformadores de potencia.
El transformador tiene como función elevar la tensión de generación, en este caso
a niveles utilizados para la distribución de energía eléctrica por medio de una red
de distribución. El transformador se conecta en el lado de baja tensión (primario) al
118
generador mediante unas barras o mediante unos conductores (que es el
elemento conector en Puerto Inírida) que sean capaces de soportar la corriente
que debe circular por estos. De este mismo modo se conecta el lado de alta
tensión (secundario) a otro barraje que es el de la subestación mediante líneas
aéreas.
La conexión en el lado de baja tensión para transformadores de potencia
(transformadores elevadores) generalmente se realiza en delta para suprimir los
armónicos que se presentan en una conexión estrella, o sea que su función es
atrapar los armónicos a fin de que circulen en un circuito cerrado y no repercutan
en otros elementos de la central o de la red. En el lado de alta tensión la conexión
será en estrella con neutro sólidamente aterrizado.
Las constantes de especificación de un transformador de potencia, o sea la
potencia en kVA, los voltajes entre terminales y las corrientes, se definen en la
norma ANSI C.57.12.80. Se basan en los voltajes nominales de los devanados sin
carga, si bien, se reconoce que el voltaje primario real en servicio debe ser mayor
que el voltaje nominal por la magnitud de la regulación, si el transformador ha de
entregar el voltaje de especificación a la carga conectada al secundario.
A continuación presentamos el listado de transformadores a utilizar en la
subestación de la central de generación de Puerto Inírida, los cuales están
representados en la tabla 4.5:
119
TABLA 4.5 TRANSFORMADORES DE LA CENTRAL DE PUERTO INÍRIDA
DESCRIPCIÓN UNIDAD TRANSFORM 1 TRANSFORM 2 TRANSFORM 3
Fabricante SIEMENS SIEMENS T Y F
Potencia kVA 2000 1600 1600
Relac. Transformación V 4160/13200 460/13200 440/13200
Grupo de conexión DYN7 DYN5 DYN5
µk % 5.81 5.2 6.44
Tanque de Expanción SI NO SI
Relé Buchholz SI NO SI
Relé presión súbita SI SI NO
Peso total Kg 4700 3910 4950
Volumen aceite Litros 1410 1005 1454
Compra e instalación Año 1990 1998 1996
TODOS LOS TRANSFORMADORES SE VAN A UTILIZAR
4.1.6 Consideraciones de Diseño.
Para realizar el diseño de subestación se requiere evaluar, entre otras, las
siguientes consideraciones:
• La importancia eléctrica de la subestación, teniendo en cuenta los puntos
con que se conecta y el volumen de energía que tiene que manejar. Para la
subestación de Puerto Inírida podemos decir que el volumen de energía
que maneja a diario es de 19000 kWh aproximadamente.
• Se deben de tener en cuenta consideraciones económicas dependiendo de
su importancia.
• La tensión de servicio y los niveles de cortocircuito del sistema.
120
• El tipo de subestación que se desea construir y el servicio que se espera.
Debemos tener en cuenta que nuestra subestación ya está construida, y lo
único que haremos será algunas modificaciones para poder garantizar
continuidad en el servicio.
• Las posibilidades de ampliación.
• Las facilidades de manejo y operación en conjunto con la continuidad del
servicio.
• La normalización de la subestación.
• Consideraciones ambientales, al igual que las condiciones socio
económicas de la región donde se va a instalar.
4.1.5.1. Configuración de la subestación.
Evaluadas las consideraciones anteriores, se presenta para el diseño de la
subestación variadas configuraciones entre las cuales las más usadas para uestro
caso específico son:
4.1.5.1.1 Barraje sencillo.
Es la más simplificada de las conexiones de barajes. Todas las líneas
generadores y transformadores están conectads al barraje que se extiende sin
interrupción a lo largo del patio de conexiones.
Su principal ventaja estriba en la sencillez de la instalación, cantidad de
estructuras interruptores, seccioadores, obra civil, menor cantidad de aisladores y
por consiguiente de fallas, es decir, menor inversión.
121
Sin embargo, tiene la desventaja de ser restringida la posibilidad para
mantenimiento de equipo y en el evento de una falla en el barraje, queda la
subestación fuera de servicio. Afortunadamente este tipo de falla no es usual,
quedando así el mantenimiento del equipo como principal desventaja.
4.1.5.1.2. Barraje seccionado.
Con el fin de tener la posibilidad de mantenimiento en una sección sin interferir
con la operación de la otra, se divide el barraje, en dos o más secciones
dependiendo de la importancia de la subestación. Es importante que este
seccionamiento se haga con un interruptor puesto que permite desacoplar las
secciones con transferencia de carga. Con barraje seccionado aumenta el costo
de la subestación pero se tiene mayor disponibilidad y continuidad en el servicio.
A pesar de los dones de la configuración de barraje seccionado, se optó por dejar
la configuración existente que es de configuración sencilla, por considerar que
este tipo de configuración es el más aconsejable para una subestación de las
características requeridas por la central de la ciudad.
4.1.6 Coordinación de Aislamiento.
Es bien sabido que en las redes eléctricas se presentan sobrevoltajes transientes
originados por maniobras del sistema, los cuales generalmente son controlables, y
por descargas atmosféricas y condiciones anormales de la red, que son
impredecibles. La idea general de la coordinación del aislamiento consiste en
analizar y correlacionar los niveles de aislamiento de los aparatos del sistema
eléctrico con los dispositivos de protección, de tal manera que se suprima, hasta
donde económicamente sea factible, un posible daño en los aislamientos
eléctricos de los equipos del sistema.
122
La manera como se protege un sistema contra sobrevoltajes es realmente un
asunto económico. Sería costosísimo aislar los equipos para que resistan
cualquier sobrevoltaje. Así mismo, no sería nada práctico aislar el sistema para el
voltaje nominal y aceptar las fallas por sobretensiones, lo que treria como
consecuencia, el daño del equipo, reparaciones e interrupción del sistema.
La función del elemento de protección es limitar los sobrevoltajes que llegan al
aparato protegido, que generalmente son los equipos más costosos, como son
transformadores y disyuntores.
4.1.6.1 Definiciones.
Con el fin de tratar de estandarizar las especificaciones del aislamiento del equipo,
acudiremos a las definiciones presentadas por la Norma IEC 71. de esta Norma
extraeremos las definiciones más importante en lo que se refiere al tema de la
coordinación de aislamiento.
• Voltaje Nominal de un Sistema: es el voltaje eficaz línea a línea para el cual
el sistema está asignado.
• Voltaje Máximo de un Sistema: es el mayor voltaje eficaz línea a línea que
pueda sostenerse bajo condiciones de operación normal en el sistema.
Normalmente se toma como el 110% del voltaje nominal del sistema.
Excluye sobrevoltajes temporales.
• Voltaje Máximo para el Equipo: es el voltaje máximo para el cual se ha
diseñado el equipo, especialmente bajo el punto de vista del aislamiento.
• Instalación Expuesta: es una instalación en la cual los equipos estarán
expuestos a sobretensiones producidas por descargas atmosféricas.
123
• Aislamiento Externo: es el aislamiento de parte externa del equipo, que
consiste en espacios de aire o superficies aislantes en el aire, sujeto al
mismo tiempo a esfuerzos dieléctricos y a efectos de consideraciones
atmosféricas tales como humedad, polvo, polución, etc.
• Sistema con el Neutro Aislado: es un sistema en cual no hay una conexión
intencional a tierra, excepto a través de aparatos de medida, de indicación
o e protección, de alta impedancia.
• Sistema Aterrizado a Través de una Bobina de Supresión: es un sistema
con el neutro puesto a tierra a través de un reactor.
• Sobretensión: el aislamiento de los equipos de una subestación está
sometido permanentemente a los esfuerzos producidos por la tensión de
operación en las condiciones normales de servicio y esporádicamente por
encima de las tensiones normales de servicio.
Cuanto mayor es la tensión que pueda aparecer en cualquier punto de la re,
tanto más deberá de ser elevado el aislamiento de la instalación, lo cual
representa elevados costos. De aquí que sea de fundamental iportancia
limitar las sobretenciones y coordinar el nivel de aislamiento de modo que
se satisfagan los requisitos técnicos con la mayor economía posible.
Las sobretensiones pueden ser de origen externo, que son las producidas
por descargas atmosféricas sobre los conductores, también pueden ser de
origen interno, las cuales son producidas por las operaciones de apertura y
cierre de los interruptores, por pérdidas de carga súbita en líneas largas,
por sobrevelocidades de los generadores, o por fallas monofásicas.
124
4.1.6.2. Protección Contra las Sobretensiones.
Para proteger el sistema contra sobretensiones existen varias técnicas y la
coordinación de los aparatos de protección con los aislamientos de los equipos
debe tener un estudio cuidadoso para determinar técnica y económicasmente cual
es el mejor sistema de protección.
• Protección contra sobretensiones externas.
Para efectuar una evaluación de la protección contra sobrecargas
originadas por descargas atmosféricas, es necesario determinar el nivel
ceráunico de la región, el cual da el número de días en el año en que
probablemente haya tormentas. El nivel isoceráunico es en general más
bajo a medida que se acerca a los polos terrestres, y más alto en los
trópicos.
Para proteger la subestación contra descargas directas de los rayos se
utilizan hilos de guarda cuado el nivel isoceráunico es medianamente alto, o
simples astas sobre los soportes cuando la probabilidad de rayos es muy
reducida. Los hilos de guarda deben instalarse a una altura adecuada para
proteger eficazmente los conductores y los equipos de la subestación.
Otra medida para la protección de los equipos de subestación contra rayos
que caen en las líneas y penetran en la subestación consiste en instalar
explosores o cuernos de arco en los equipos de la subestación. Esta
medida se justifica en regiones con moderados niveles isoceráunicos o en
las subestaciones donde no se justifica económicamente sistemas más
costosos.
• Protección contra sobretenciones internas.
125
El conocimiento de estas sobretensiones es de fundamental importancia
para la ordenada selección de los pararrayos, ya que la tensión nominal de
los pararrayos debe ser siempre mayor a la máxima tensión eficaz que
pueda aparecer en el sistema entre fase y tierra.
Las sobretensiones de origen interno debido a fallas de fase a tierra
dependen a la relación de impedancia de secuencia cero y secuencia
positiva, vistas desde el punto donde quedaría el corto circuito, o también
dependiendo del coeficiente de puesta a tierra que ya se definió. En
sistemas puestos efectivamente a tierra la máxima sobretensión de fase a
tierra, el valor eficaz, no superará el valor de 1.4 veces la tensión simple , o
sea el 80% de la tensión entre fases.
4.1.7 Protecciones Eléctricas.
La función de las protecciones eléctricas es lograr la pronta restauración del
servicio de cualquier elemento del sistema de potencia cuando éste sufre un corto
circuito, o cuando empieza a operar de un modo anormal que podría causar daños
o interferir con el resto del sistema.
Nuestro sistema de potencia consiste básicamente en la central de generación y
su correspondiente subestación elevadora que a vez actúa como una subestación
de distribución de energía a los usuarios del sistema. La carencia de toda posible
falla en éste equipo, implicaría el no tener que usar protecciones eléctricas. Este
diseño perfecto es imposible de obtener, y si intentamos buscar el límite máximo
de seguridad en cuanto a fallas se refiere, tendremos que hacer una inversión
muchísimo mayor al bien que se va a prestar, siendo de este modo antieconómico
buscar el mencionado límite. Es por eso que la protección eléctrica y su
correspondiente equipo se instala para disminuir los efectos de una falla en el
evento en que ocurran.
126
4.1.7.1 Relés.
Un relé de protección es un dispositivo diseñado para detectar condiciones
anormales que ocurren en un sistema de potencia. Las señales típicas para los
relés son corriente, voltaje, frecuencia, potencia y temperatura.
El diseño de un buen sistema de protecciones está basado en los siguientes
criterios:
• Confiabilidad: habilidad para operar correctamente cuando sea requerido y
evitar daños en los elementos que protege.
• Velocidad: debe de operar rápido para minimizar averías en los equipos y
evitar perturbaciones al sistema.
• Selectividad: habilidad para retirar una mínima parte del sistema con el
propósito de asegurar la máxima continuidad en el servicio.
• Economía: máxima protección al mínimo costo.
• Simplicidad: mínima cantidad de equipos y de circuitos.
4.1.7.2 Transformadores de Corriente y de Potencial
Los relés tipo AC toman las señales mediante transformadores de corriente CT y
transformadores de voltaje PT. Estos transformadores son necesarios para
proporcionar aislamiento contra el alta voltaje del sistema de potencia. Ellos
alimentan a los relés con cantidades proporcionales a aquellas del circuito de
potencia, pero reducidas en magnitud.
127
TRANSFORMADOR DE CORRIENTE
IPrimario 1000/5
ISecundario
FIGURA 4.15
El secundario de un TC no debe quedar en circuito abierto cuando el primario esté
energizado.
RELES DE SOBRECORRIENTE
Un relé de sobrecorriente puede ser clasificado como instantáneo o de tiempo
retardado. Los relés de sobrecorriente generalmente son usados para proteger:
• Circuitos de distribución.
• Motores.
• Subtransmisión y algunas veces transmisión.
• Detectores de fallas.
• Respaldo
Los reles de respaldo tienen curvas características de tiempo que van desde
tiempo definido hasta extremadamente inverso como se muestra en la figura 4.16
ISecundario=IPrimario %(CT relación)
CT=I/I2
128
Tiempo 3 4
2
1
Corriente
FIGURA 4.16
PROTECCIÓN DEL GENERADOR
Las siguientes condiciones anormales pueden ocurrir en un generador:
• Falla eléctrica en los devanados
• Sobrecarga
• Sobrecalentamiento de los arrollamientos o en los cojinetes
• Sobrevelocidad
• Pérdida o disminución de la excitación.
• Motorización del generador.
• Corrientes desbalanceadas.
• Pérdida de sincronismo.
• Disminución de la frecuencia.
1. Tiempo Mínimo Definido2. Tiempo Inverso3. Tiempo muy Inverso4. Tiempo Extremadamente Inverso.
129
Algunas de las condiciones anormales necesitan ser anunciadas para que el
operario corrija la acción defectuosa y la máquina pueda continuar en servicio. La
cantidad e protección aplicada depende del tamaño e importancia de la unidad.
Unidad generador transformador es cuando no existe disyuntor entre ellos.
PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES
Los transformadores pequeños generalmente se protegen con fusibles. esta es la
protección más económica, pero la calidad de respuesta a fallas puede ser baja y
en consecuencia obtener daños excesivos.
Los transformadores medianos y grandes se protegen con relés diferenciales,
relés de cambio de la rata de presión, como es el caso de lo0s transformadores de
la subestación de la central de Puerto Inírida, y algunas veces con relés de
sobrecorriente. A menudo la protección de temperatura se usa para protecciones
de sobrecarga. Algunos relés diferenciales para transformadores son fabricados
con retención armónica para evitar su operación en el momento de energizar su
transformador.
4.1.8 Sincronización de los Generadores.
Para conectar los generadores sincrónicos de la central de Puerto Inírida, los
voltajes de generación deben ser iguales y las máquinas deben de estar
sincronizadas, es decir, la velocidad debe de estar ajustada de modo que los
valores instantáneos correspondientes en las dos ondas se alcancen en el mismo
instante, cuando estarán en fase exacta. Es de suma importancia tener en cuenta
que la dirección de rotación de fase debe de ser la misma en las dos máquinas.
Esto, sin embargo, se hace por lo general cuando se instalen las máquinas y se
conecten las fases a los interruptores de manera que la rotación de fase sea
siempre correcta.
130
4.1.8.1 Sincronización Por el Método de las Lámparas
este método es el más sencillo que se utiliza para sincronizar dos generadores
sincrónicos. El principio de los sincronizadores de lámpara se ilustra en la figura
4.17 donde a y a1 son los generadores que van a ser objeto de la sincronización y
t y t1 son los transformadores cuyos secundarios están conectados en oposición a
través de las lámparas incandescentes L y L1. cuando los dos generadores están
en sincronismo, las fuerzas electromotrices de los secundarios se neutralizan
entre si y las lámparas están oscuras. A medida que aumenta la diferencia de fase
aumentará la corriente que pasa por las lámparas, alcanzando un máximo nivel de
corriente cuando la diferencia de fase es de 1800. Si las máquinas funcionan a
diferentes velocidades, las lámparas van a “parpadear”. Si se invierte el
secundario de un transformador, las lámparas estarán más brillantes cuando
ocurre el sincronismo y estarán más oscuras a los 1800 de diferencia de fase. Este
último tipo de conexión es el más utilizado, porque el punto de oscuridad total se
detecta más fácilmente que el punto de mayor nivel de iluminación. Hay que tener
en cuenta que en vez de utilizar las lámparas, en su reemplazo podemos usar un
voltímetro, conectándolo de modo tal que el sincronismo sea indicado cuando la
lectura sea máxima. La desventaja de este método es que no indica cual
frecuencia es la más alta. Los indicadores de sincronismo que no solo resuelven
este problema, sino que indican también el punto de sincronismo en forma más
precisa.
se debe de llevar a cabo esta operación tomando como referencia una de las
máquinas, en este caso elegimos el generador nuevo, porque este es el de mayor
potencia, y en el desafortunado evento en que la sincronización se haga mal, esta
máquina no sufra daño alguno
131
Conexiones Para Sincronismo con Lámparas
FIGURA 4.17
4.1.10 ESQUEMA DE PROTECCIONES DE LA CENTAL DE PUERTO INÍRIDA.
En términos generales, los equipos de protección a utilizar en la central de
generación de la ciudad son relés de sobrecorriente 50/51 los cuales envían sus
señales de disparo a los interruptores tal como se muestra en el diagrama 4.18.
Consideramos que no es necesario implementar más equipos de protección,
puesto que esta situación incrementaría los costos sin una justificación evidente.
AA 1
T L L1 T1
132
Figura 4.18 Diagrama de Protecciones.
4.1.11 Coordinación de Protecciones
Para brindar mayor confiabilidad al Sistema Diesel en Puerto Inirida, debemos
tener en cuenta las protecciones necesarias para obtener una pronta restauración
del servicio en determinado momento cuando hay una falla de tipo de cortocircuito
o que la operación de las máquinas este de modo anormal que afecten el sistema.
Para el sistema diesel se ajustará y especificará las siguientes protecciones de
acuerdo a la ilustración de la figura 4.18.
133
4.1.11.1 Ajuste de Protecciones Alternativa 1
Protección para la Planta 1 ( ISSOTTA 900 kW) :
Relé 50/51 : relé de sobrecorriente
En la figura 4.19 se mostrara el comportamiento típico de un relé de
sobrecorriente.
Conexión típica de un relé de sobrecorriente a un transformador de corriente que
se ilustrara en la figura 4.20 .
I (A)
t (seg)
1.6IN 3IN
FIGURA 4.19
50/51
K
L
TC
FIGURA 4.20
1
134
La protección de sobrecorriente 50/51 es de estado temporizado e instantáneo :
Temporizado : 1.6 IN tiempo = 1 seg
Instantáneo : 3 IN tiempo = 0 seg
Para el ajuste del relé, hallamos la corriente nominal de la Planta 1 :
IN = AkV
kVA157
16.4*3
1125=
Especificamos el transformador de corriente :
Relación de transformación : 200/5 A
Esquemáticamente sería :
Recordemos que la corriente que detecta el relé es la procedente del
transformador de corriente que no debe ser mayor a 5 Amperios, entonces :
50/51
K
L
200/5A
135
200 A ------------------ 5 A
157 A ------------------- x
x = 4.1 A
La protección de sobrecorriente en estado temporizado, me detecta la falla en una
corriente de :
1.6 * 4.1 A = 6.56 A
( t = 1 seg )
en estado instantáneo, la falla es detectada en :
3 * 4.1 = 12.3 A
( t = 0 )
El esquema representativo del funcionamiento de esta protección es :
I (A)
t (seg)
12.36.56
136
Protección para la Planta 2 ( ISSOTTA 1500 kW) :
Relé 50/51 : relé de sobrecorriente
Para el ajuste del relé, hallamos la corriente nominal de la Planta 2 :
IN = AkV
kVA260
16.4*3
1875=
Especificamos el transformador de corriente :
Relación de transformación : 300/5 A
Esquemáticamente sería :
La conexión típica del transformador de corriente y el relé con una relación de
transformación de 300 A a 5 A.
50/51
K
L
300/5A
137
Recordemos que la corriente que detecta el relé es la procedente del
transformador de corriente que no debe ser mayor a 5 Amperios, entonces :
300 A ------------------ 5 A
260 A ------------------- x
x = 4.3 A
La protección de sobrecorriente en estado temporizado, me detecta la falla en una
corriente de :
1.6 * 4.3 A = 6.9 A
( t = 1 seg )
en estado instantáneo, la falla es detectada en :
3 * 4.3 = 12.9 A
( t = 0 )
El esquema representativo del funcionamiento de esta protección es :
I (A)
t (seg)
12.96.9
138
Protección para la Planta 3 ( CUMMINS 1250 kW) :
Relé 50/51 : relé de sobrecorriente
Para el ajuste del relé, hallamos la corriente nominal de la Planta 2 :
IN = AkV
kVA1950
44.0*3
1562=
Especificamos el transformador de corriente :
Relación de transformación : 2000/5 A
Esquemáticamente sería :
La conexión típica del transformador de corriente y el relé con una relación de
transformación de 2000 A a 5 A.
Recordemos que la corriente que detecta el relé es la procedente del
transformador de corriente que no debe ser mayor a 5 Amperios, entonces :
50/51
K
L
2000/5A
139
2000 A ------------------ 5 A
1950 A ------------------- x
x = 4.9 A
La protección de sobrecorriente en estado temporizado, me detecta la falla en una
corriente de :
1.6 * 4.9 A = 7.8 A
( t = 1 seg )
en estado instantáneo, la falla es detectada en :
3 * 4.9 = 14.7 A
( t = 0 )
El esquema representativo del funcionamiento de esta protección es :
I (A)
t (seg)
14.77.8
140
Protección para la Planta 4 ( CUMMINS 1250 kW) :
Relé 50/51 : relé de sobrecorriente
Para el ajuste del relé, hallamos la corriente nominal de la Planta 2 :
IN = AkV
kVA1950
44.0*3
1562=
Especificamos el transformador de corriente :
Relación de transformación : 2000/5 A
Esquemáticamente sería :
La conexión típica del transformador de corriente y el relé con una relación de
transformación de 2000 A a 5 A.
Recordemos que la corriente que detecta el relé es la procedente del
transformador de corriente que no debe ser mayor a 5 Amperios, entonces :
50/51
K
L
2000/5A
141
2000 A ------------------ 5 A
1950 A ------------------- x
x = 4.9 A
La protección de sobrecorriente en estado temporizado, me detecta la falla en una
corriente de :
1.6 * 4.9 A = 7.8 A
( t = 1 seg )
en estado instantáneo, la falla es detectada en :
3 * 4.9 = 14.7 A
( t = 0 )
El esquema representativo del funcionamiento de esta protección es :
I (A)
t (seg)
14.77.8
142
4.1.11.2 Ajuste de Protecciones Alternativa 2
Protección para la Planta 1 ( CUMMINS 1250 kW) :
Relé 50/51 : relé de sobrecorriente
Para el ajuste del relé, hallamos la corriente nominal de la Planta 1 :
IN = AkV
kVA1950
44.0*3
1562=
Especificamos el transformador de corriente :
Relación de transformación : 2000/5 A
Esquemáticamente sería :
La conexión típica del transformador de corriente y el relé con una relación de
transformación de 2000 A a 5 A.
50/51
K
L
2000/5A
143
Recordemos que la corriente que detecta el relé es la procedente del
transformador de corriente que no debe ser mayor a 5 Amperios, entonces :
2000 A ------------------ 5 A
1950 A ------------------- x
x = 4.9 A
La protección de sobrecorriente en estado temporizado, me detecta la falla en una
corriente de :
1.6 * 4.9 A = 7.8 A
( t = 1 seg )
en estado instantáneo, la falla es detectada en :
3 * 4.9 = 14.7 A
( t = 0 )
El esquema representativo del funcionamiento de esta protección es :
I (A)
t (seg)
14.77.8
144
Protección para la Planta 2 ( CUMMINS 1250 kW) :
Relé 50/51 : relé de sobrecorriente
Para el ajuste del relé, hallamos la corriente nominal de la Planta 2 :
IN = AkV
kVA1950
44.0*3
1562=
Especificamos el transformador de corriente :
Relación de transformación : 2000/5 A
Esquemáticamente sería :
La conexión típica del transformador de corriente y el relé con una relación de
transformación de 2000 A a 5 A.
Recordemos que la corriente que detecta el relé es la procedente del
transformador de corriente que no debe ser mayor a 5 Amperios, entonces :
50/51
K
L
2000/5A
145
2000 A ------------------ 5 A
1950 A ------------------- x
x = 4.9 A
La protección de sobrecorriente en estado temporizado, me detecta la falla en una
corriente de :
1.6 * 4.9 A = 7.8 A
( t = 1 seg )
en estado instantáneo, la falla es detectada en :
3 * 4.9 = 14.7 A
( t = 0 )
El esquema representativo del funcionamiento de esta protección es :
I (A)
t (seg)
14.77.8
146
Protección para la Planta 3 ( CUMMINS 1250 kW) :
Relé 50/51 : relé de sobrecorriente
Para el ajuste del relé, hallamos la corriente nominal de la Planta 3 :
IN = AkV
kVA1950
44.0*3
1562=
Especificamos el transformador de corriente :
Relación de transformación : 2000/5 A
Esquemáticamente sería :
La conexión típica del transformador de corriente y el relé con una relación de
transformación de 2000 A a 5 A.
Recordemos que la corriente que detecta el relé es la procedente del
transformador de corriente que no debe ser mayor a 5 Amperios, entonces :
50/51
K
L
2000/5A
147
2000 A ------------------ 5 A
1950 A ------------------- x
x = 4.9 A
La protección de sobrecorriente en estado temporizado, me detecta la falla en una
corriente de :
1.6 * 4.9 A = 7.8 A
( t = 1 seg )
en estado instantáneo, la falla es detectada en :
3 * 4.9 = 14.7 A
( t = 0 )
El esquema representativo del funcionamiento de esta protección es :
I (A)
t (seg)
14.77.8
148
4.1.11.3 Clase de Precisión de los Transformadores de Corriente
Todo transformador de corriente tiene una clase de precisión que es la que
interpreta los valores reales, por ejemplo 5P20 esto quiere decir que el núcleo del
transformador de corriente no se satura más de 20 veces la corriente nominal y el
error debe ser menor al 5%.
Esto se puede ilustrar de forma más clara en la curva de saturación del núcleo del
transformador de corriente (figura 4.21).
SATURACIÓN : capacidad que tiene un material magnético de aguantar un flujo
magnético.
DENSIDAD : capacidad que tiene un material magnético de dejar conducir líneas
de campo magnético por unidad de área.
5%
φB
I20IN
ClP20
FIGURA 4.21
SATURACIÓN
149
4.1.12 Especificación de Interruptores. Alternativa 1
Actualmente en Puerto Inirida cada planta tiene su respectivo interruptor.
Teniendo en cuenta la propuesta planteada en nuestro estudio acerca de la
optimización del sistema (alternativa 1), se debe tener en cuenta que hay que
adquirir un nuevo interruptor para la generación de la planta.
A continuación se darán las especificaciones de todos los interruptores, incluyendo
el nuevo interruptor (planta 2 ISSOTTA), teniendo como base los análisis de
cortocircuito presentados en la sección 4.1.4.2.1.
Especificación del Interruptor 1 ( Planta ISSOTTA 900 kW) :
Teniendo como referencia las corrientes nominales de las plantas (calculadas en
la sección anterior) especificamos los interruptores así :
Corriente del Interruptor I = 200 A
Corriente de cortocircuito Icc = 2.18 kA
(dato perteneciente al reporte de cortocircuito, anexo 4)
Según el nivel de tensión del sistema, nos dirigimos a las tablas de especificación
de interruptores (anexo 6) y seleccionamos el interruptor deseado :
Tensión nominal Vn = 4.16 kV
Tensión de Impulso Vi = 60 kV
Tensión de prueba Vp = 19 kV
150
Especificación del Interruptor 2 ( Planta ISSOTTA 1500 kW) :
Teniendo como referencia las corrientes nominales de las plantas (calculadas en
la sección anterior) especificamos los interruptores así :
Corriente del Interruptor I = 300 A
Corriente de cortocircuito Icc = 2.28 kA
(dato perteneciente al reporte de cortocircuito, anexo 4)
Según el nivel de tensión del sistema, nos dirigimos a las tablas de especificación
de interruptores (anexo 6) y seleccionamos el interruptor deseado :
Tensión nominal Vn = 4.16 kV
Tensión de Impulso Vi = 60 kV
Tensión de prueba Vp = 19 kV
Especificación del Interruptor 3 ( Planta CUMMINS 1250 kW) :
Teniendo como referencia las corrientes nominales de las plantas (calculadas en
la sección anterior) especificamos los interruptores así :
Corriente del Interruptor I = 2000 A
Corriente de cortocircuito Icc = 24.79 kA
(dato perteneciente al reporte de cortocircuito, anexo 4)
151
Según el nivel de tensión del sistema, nos dirigimos a las tablas de especificación
de interruptores (anexo 6) y seleccionamos el interruptor deseado :
Tensión nominal Vn = 0.44 kV
Tensión de Impulso Vi = 20 kV
Tensión de prueba Vp = 10 kV
Especificación del Interruptor 4 ( Planta CUMMINS 1250 kW) :
Teniendo como referencia las corrientes nominales de las plantas (calculadas en
la sección anterior) especificamos los interruptores así :
Corriente del Interruptor I = 2000 A
Corriente de cortocircuito Icc = 24.82 kA
(dato perteneciente al reporte de cortocircuito, anexo 4)
Según el nivel de tensión del sistema, nos dirigimos a las tablas de especificación
de interruptores (anexo 6) y seleccionamos el interruptor deseado :
Tensión nominal Vn = 0.44 kV
Tensión de Impulso Vi = 20 kV
Tensión de prueba Vp = 10 kV
152
4.1.13 Especificación de Interruptores. Alternativa 2
Para la segunda alternativa tomamos del sistema actual de Puerto Inírida las dos
máquinas que en la actualidad funcionan colocando una máquina Cummins nueva
con las mismas especificaciones técnicas de las dos exitentes, se debe tener en
cuenta que hay que adquirir un nuevo interruptor para la generación de la planta.
A continuación se darán las especificaciones de todos los interruptores, incluyendo
el nuevo interruptor (planta 1 CUMMINS), teniendo como base los análisis de
cortocircuito presentados en la sección 4.1.4.2.2.
Especificación del Interruptor 1 ( Planta CUMMINS 1250 kW) :
Teniendo como referencia las corrientes nominales de las plantas (calculadas en
la sección anterior) especificamos los interruptores así :
Corriente del Interruptor I = 2000 A
Corriente de cortocircuito Icc = 18.44 kA
(dato perteneciente al reporte de cortocircuito, anexo5)
Según el nivel de tensión del sistema, nos dirigimos a las tablas de especificación
de interruptores (anexo 6) y seleccionamos el interruptor deseado :
Tensión nominal Vn = 0.44 kV
Tensión de Impulso Vi = 20 kV
Tensión de prueba Vp = 10 kV
153
Especificación del Interruptor 2 ( Planta CUMMINS 1250 kW) :
Teniendo como referencia las corrientes nominales de las plantas (calculadas en
la sección anterior) especificamos los interruptores así :
Corriente del Interruptor I = 2000 A
Corriente de cortocircuito Icc = 22.39 kA
(dato perteneciente al reporte de cortocircuito, anexo 5)
Según el nivel de tensión del sistema, nos dirigimos a las tablas de especificación
de interruptores (anexo 6) y seleccionamos el interruptor deseado :
Tensión nominal Vn = 0.44 kV
Tensión de Impulso Vi = 20 kV
Tensión de prueba Vp = 10 kV
Especificación del Interruptor 3 ( Planta CUMMINS 1250 kW) :
Teniendo como referencia las corrientes nominales de las plantas (calculadas en
la sección anterior) especificamos los interruptores así :
Corriente del Interruptor I = 2000 A
Corriente de cortocircuito Icc = 21.51 kA
(dato perteneciente al reporte de cortocircuito, anexo 5)
154
Según el nivel de tensión del sistema, nos dirigimos a las tablas de especificación
de interruptores (anexo 6) y seleccionamos el interruptor deseado :
Tensión nominal Vn = 0.44 kV
Tensión de Impulso Vi = 20 kV
Tensión de prueba Vp = 10 kV
4.1.14 Especificación de Barras. Alternativa 1
El sistema Diesel en Puerto Inirida, esta conectado a una barra una con una
tensión de 13.2 kV.
Barra 13.2 kV :
Según reportes de cortocircuito (anexo 4), tenemos la corriente :
Icc = 0.7572 A
In = 267 A
Id = 1.2 * 267 A = 320 A
Nos dirigimos a la tabla para especificar barras (anexo 7).
Barra de Aluminio con las siguientes características :
I = 392 A
S = 99.1 mm2
155
δal = 80 A/mm2 temperatura = 180°C
( ver anexo 8 )
I"KD = 99.1 mm2 * 80 A/mm2
I"KD = 7928 A = 7.928 kA
Para verificar si esta barra resiste la corriente que circula por ella, realizamos una
relación entre la corriente de corto y la corriente de corto de diseño. Esta relación
debe ser mayor a 4 veces para brindar confiabilidad a la barra diseñada.
I"KD / I"K = 7.928 KA / 0.7572 kA
I"KD / I"K = 10 veces > 4 veces
4.1.15 Especificación de Barras. Alternativa 2
El sistema Diesel en Puerto Inirida, esta conectado a una barra una con una
tensión de 13.2 kV.
Barra 13.2 kV :
Según reportes de cortocircuito (anexo 5), tenemos la corriente :
Icc = 0.661 A
In = 204 A
Id = 1.2 * 204 A = 245 A
156
Nos dirigimos a la tabla para especificar barras (anexo 7).
Barra de Aluminio con las siguientes características :
I = 272 A
S = 59.5 mm2
δal = 80 A/mm2 temperatura = 180°C
( ver anexo 8 )
I"KD = 59.5 mm2 * 80 A/mm2
I"KD = 4760 A = 4.760 kA
Para verificar si esta barra resiste la corriente que circula por ella, realizamos una
relación entre la corriente de corto y la corriente de corto de diseño. Esta relación
debe ser mayor a 4 veces para brindar confiabilidad a la barra diseñada.
I"KD / I"K = 4.760 kA / 0.661 kA
I"KD / I"K = 7 veces > 4 veces
157
4.1.16 Análisis de Costos de las Alternativas de Generación Diesel en Puerto
Inírida
En esta sección de nuestro estudio, llevaremos a cabo el análisis de costos de la
central de generación de la ciudad de Puerto Inírida teniendo en cuenta aspectos
que van desde las inversiones iniciales, hasta sus costos de operación, y
mantenimiento.
Para ello partiremos del hecho de que el servicio de energía se prestará de modo
continuo, o sea que tendremos que utilizar la curva de la figura 4.3, porque se
presentará consumo de energía en las horas en las cuales actualmente se efectúa
racionamiento.
Sabemos por información suministrada por la empresa que opera la central de
generación de Puerto Inírida que actualmente el consumo de combustible es de
1777 gal/día generando 17 horas diarias. Un valor muy similar lo obtenemos de
acuerdo al siguiente cálculo:
85gal/h*2*24h/día*0.44 = 1795.2gal/día
donde tenemos que 85gal/h es el consumo por hora de un generador Cummins, 2
son las plantas que abastecen de energía al sistema (son de las mismas
características), 24h/día son las horas de un día y 0.44 es el factor de planta de la
central en estos momentos (ver tabla 4.3). entonces tenemos que el consumo de
combustible si se genera 24 horas al día será:
85gal/h*2*24h/día*0.593 = 2419.44gal/día
El costo del ACPM es de $3200 por galón según información suministrada por la
electrificdora. Si usamos una tasa de cambio de 2160$/US$ entonces tendremos
que el combustible tiene un costo en dólares de US$ 1.48 por galón. Con esta
158
información procedemos a calcular el costo anual del combustible que consumirá
la central trabajando 24 horas:
2419.19gal/día*1.48US$/gal*365 = 1306981.49 US$
4.1.16.1 Costo de la Alternativa 1.
En esta sección se realizará la descripción de la inversión inicial que se debe
hacer para poder implementar este esquema de generación. A continuación
presentamos un listado de equipos que se deben de instalar. Estos equipos llevan
implícito el costo del transporte hasta el sitio de la obra y su respectivo costo de
instalación e ingeniería del proyecto:
• Compra de Generador de 1500 KW US$ 420000
• Reparación de Generador de 900 KW US$ 201600
• 6 Celdas de 13.2 kV US$ 95220
TOTAL US$ 716820
Cada celda incluye:
Ø 1 interruptor motorizado
Ø 3 transformadores de corriente
Ø 2 transformadores de potencial
Ø 1 equipo de medida
Ø Relés 46, 49, 50, 51
Ø 1 barra de 13.2 KV
El siguiente paso consiste en determinar los costos de mantenimiento de esta
alternativa. Para hacer más fácil el análisis consideraremos que solamente dos
grupos trabajaran durante todo el año sin parar, de modo tal que logremos
establecer las fechas en que se realizaran los respectivos mantenimientos. Para
159
tal fin nos guiaremos por la metodología de generación diesel del Icel la cual
establece que para determinar los costos de los mantenimientos se determinaran
como un porcentaje del costo total del equipo así :
1. Mantenimiento para grupos electrógenos de Potencia Prime (Cummins)
Ø Mantenimiento preventivo de 3000 horas: 7% del costo de la unidad
Ø Mantenimiento preventivo de 6000 horas: 15% del costo de la unidad
Ø Mantenimiento programado de 12000 horas: 35% del costo de la unidad
Ø Mantenimiento correctivo de 20000 horas: 80% del costo de la unidad
2. Mantenimiento para grupos electrógenos de Servicio Continua (Issotta)
Ø Mantenimiento preventivo de 3000 horas: 7% del costo de la unidad (CU)
Ø Mantenimiento preventivo de 6000 horas: 15% CU
Ø Mantenimiento programado de 12000 horas: 35% CU
Ø Mantenimiento preventivo de 15000 horas: 7% CU
Ø Mantenimiento preventivo de 21000 horas: 15% CU
Ø Mantenimiento programado de 24000 horas: 35% CU
Ø Mantenimiento correctivo de 40000 horas: 80%
160
El resultado de este análisis lo encontramos en la tabla 4.6 donde además se
involucra el costo del combustible teniendo en cuenta la proyección del capítulo
tres. Esos datos se muestran en valor presente (se utilizo 9% como tasa de
descuento).
TABLA 4.6 COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIEMIENTO
ALTERNATIVA 1
AÑO COSTO DE MANTENIMIENTO MUS$ TOTAL VPCOSTO DEL
ACPMTOTAL POR
AÑO G CUMMINS G ISSOTTA MILES US$ VP MILES US$ VP MILES US$0 52,80 92,40 145,20 1306,74 1451,941 84,00 147,00 211,93 1233,84 1445,762 244,00 92,40 283,15 1165,03 1448,183 84,00 147,00 178,38 1100,03 1278,414 200,80 365,40 401,10 1038,60 1439,705 120,00 63,00 118,93 980,65 1099,586 192,00 176,40 219,64 925,88 1145,527 52,80 63,00 63,34 874,27 937,618 84,00 147,00 115,92 825,44 941,359 244,80 365,40 280,94 779,44 1060,3810 84,00 147,00 97,57 735,98 833,5611 200,80 92,40 113,62 694,88 808,5012 120,00 147,00 94,92 656,11 751,0313 192,00 336,00 172,23 619,61 791,8414 52,80 42,40 28,48 584,91 613,3915 48,00 147,00 53,53 552,29 605,81
2578,87 14073,70 16652,57
4.1.16.2 Costo de Alternativa 2.
Igual que en la sección anterior, presentamos la lista de equipos que se deben de
instalar:
• Generador de 1250 kW (nuevo) US$ 240000
• Transformador de 1600 kVA US$ 21275
• 6 Celdas de 13.2 kV US$ 95220
TOTAL US$ 356495
161
Las celdas son iguales a las descritas en la sección 4.1.16.1
Para calcular los costos de mantenimiento se usó la metodología descrita en la
sección anterior.
TABLA 4.7 COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
ALTERATIVA 2
AÑO COSTO DE MANTENIMIENTO MUS$ TOTAL VP COSTO DEL ACPMTOTAL PORAÑO
G CUMMINS G CUMMINS MILES US$ VP MILES US$ VP MILES US$0 52,80 52,80 105,60 1306,74 1412,341 84,00 84,00 154,13 1233,84 1387,962 244,00 244,00 410,75 1165,03 1575,783 84,00 84,00 129,73 1100,03 1229,764 200,80 200,80 284,49 1038,60 1323,105 120,00 120,00 155,98 980,65 1136,626 192,00 192,00 228,94 925,88 1154,827 52,80 52,80 57,76 874,27 932,038 84,00 84,00 84,30 825,44 909,749 244,80 244,80 225,41 779,44 1004,86
10 84,00 84,00 70,96 735,98 806,9511 200,80 200,80 155,62 694,88 850,5012 120,00 120,00 85,32 656,11 741,4313 192,00 192,00 125,26 619,61 744,8714 52,80 52,80 31,60 584,91 616,5015 48,00 48,00 26,35 552,29 578,64
2332,21 14073,70 16405,91
162
4.1.17 Selección de la Alternativa
Después de haber propuesto dos alternativas de optimización para el sistema
actual de generación en Puerto Inírida (esquemas de generación descritos en la
sección 4.1.2) y de haber realizado en estas un análisis conceptual de sus
beneficios y deficiencias respectivas, al igual que estudios eléctricos tales como
flujos de carga y análisis de cortocircuito, se determinó que la opción más
aconsejable tanto técnica como económica es la alternativa dos, que propone
utilizar los dos generadores existentes con un tercero de iguales características.
Esta decisión se tomo partiendo del hecho de que no es aconsejable tener cuatro
generadores instalados en la central, puesto que, como quedó demostrado
ampliamente, solo se pueden trabajar dos generadores en forma simultanea en la
opción 1, debido a que sus potencias son muy grandes respecto a la carga actual.
Además si observamos el análisis de costos de las alternativas de generación
donde se describe el costo de cada una de las opciones notamos que la
alternativa uno es más costosa que la dos tanto su inversión inicial, como en lo
referente a la operación y mantenimiento.
Es por todas estas circunstancias que recomendamos implementar la alternativa
dos.
163
5. DESCRIPCIÓN Y ANÁLISIS DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN
En este capítulo efectuaremos un estudio acerca del sistema de distribución de
energía eléctrica de Puerto Inírida. Para tal fin hemos dividido esta parte de
nuestro trabajo en dos. Inicialmente adelantaremos un análisis técnico sobre la
infraestructura de distribución existente, en el cual identificaremos los posibles
parámetros que puedan estar fuera de lo establecido de acuerdo con las normas
de diseño que aplican para esta región del país. Las referenciadas son las
“Normas de Subtransmisión y Distribución” elaboradas por el ICEL (actual IPSE).
En concordancia con los resultados obtenidos en la valoración técnica de la red,
se procederá a formular estrategias a seguir para la reestructuración del sistema
de distribución de la ciudad.
De igual modo, cada una de las secciones mencionadas anteriormente se
subdividirá en el análisis de media y baja tensión.
5.1 VALORACIÓN DEL SISTEMA ACTUAL
Básicamente la valoración que se efectuará, tiene por objeto calcular las pérdidas
de energía que se presentan en el sistema, así como también determinar la
regulación en todos los extremos de la red, tanto en los circuitos de media como
de baja tensión.
Otro aspecto a tratar en esta sección, es valorar la calidad en la distribución de
energía, de acuerdo a parámetros de continuidad y confiabilidad en el suministro
del servicio, para de este modo, contar con una herramienta sólida, que nos
permita en la sección posterior formular una estrategia a seguir, que mejore esta
problemática, con el criterio del mínimo costo.
164
5.1.1 Descripción de la Red de Distribución de Media Tensión
Los circuitos primarios constituyen la parte del sistema de distribución que
transporta la energía entre la subestación y los primarios de los transformadores
de distribución, que en nuestro caso es la misma subestación elevadora de la
central de generación diesel.
Los circuitos están formados por los alimentadores principales y sus ramales
laterales y sublaterales. Tanto los alimentadores principales como todos sus
ramales son trifásicos. Aunque a veces se acostumbra construir los ramales
laterales y sublaterales bifásicos, este no es el caso de la red en mención.
La red de distribución de la ciudad de Puerto Inírida está constituida por tres
circuitos, los cuales están montados en postería de 12 y 14 metros de altura, con
una tensión a la ruptura de 510Kgr y 750 Kgr, en su gran mayoría de concreto y
utilizando las estructuras 523, 533, 553 y 562, de acuerdo con las normas de
construcción de redes de distribución del ICEL. La totalidad de la red es trifásica
sin neutro y su conductor es Raven ACSR 1/0 AWG. La tensión de servicio de la
red es de 13.2 kV (en el anexo 1 planos 01-02 se aprecian los planos de la red
primaria existente).
A continuación presentamos una detallada descripción de cada uno de los
circuitos que componen la red de distribución primaria de la ciudad.
5.1.1.1 Circuito Número 1
TABLA 5.1 PARÁMETROS GENERALES DEL CIRCUITO 1
TENSIÓN DE SERVICIO 13.2 kV
LONGITUD TOTAL 8492 m
CONDUCTOR ACSR 1/0 AWG
POTENCIA INSTALADA TOTAL 1982.5 kVA
165
TABLA 5.2 TRANSFORMADORES CIRCUITO 1
POTENCIA NOMINAL CANTIDAD
10 kVA 3
15 kVA 1
30 kVA 3
45 kVA 17
75 kVA 7
112.5 kVA 2
150 kVA 2
Total de Transformadores 35
TABLA 5.3 TIPO DE ESTRUCTURAS CIRCUITO 1
CODIGO ICEL CANTIDAD
523 58
533 29
553 21
562 36
Total de Estructuras 144
TABLA 5.4 ALUMBRADO PÚBLICO CIRCUITO 1
TIPO DE LUMINARIA CANTIDAD
SODIO A. P. 47
MERCURIO 11
Total de luminarias 58
166
5.1.1.2 Circuito Número 2
TABLA 5.5 PARÁMETROS GENERALES CIRCUITO 2
TENSIÓN DE SERVICIO 13.2 kV
LONGITUD TOTAL 2660 m
CONDUCTOR ACSR 1/0 AWG
POTENCIA INSTALADA TOTAL 847.5 kVA
TABLA 5.6 TRANSFORMADORES CIRCUITO 2
POTENCIA NOMINAL CANTIDAD
30 kVA 2
45 kVA 5
75 kVA 4
112.5 kVA 1
150 kVA 1
Total de Transformadores 13
TABLA 5.7 TIPO DE ESTRUCTURAS CIRCUITO 2
CODIGO ICEL CANTIDAD
523 26
533 13
553 10
562 17
Total de Estructuras 66
167
TABLA 5.8 ALUMBRADO PÚBLICO CIRCUITO 2
TIPO DE LUMINARIA CANTIDAD
SODIO A. P. 26
MERCURIO 0
Total de luminarias 26
5.1.1.3 Circuito Número 3
TABLA 5.9 PARÁMETROS GENERALES CIRCUITO 3
TENSIÓN DE SERVICIO 13.2 kV
LONGITUD TOTAL 3347m
CONDUCTOR ACSR 1/0 AWG
POTENCIA INSTALADA TOTAL 877.5 kVA
TABLA 5.10 TRANSFORMADORES CIRCUITO 3
POTENCIA NOMINAL CANTIDAD
30 kVA 1
45 kVA 6
75 kVA 6
112.5 kVA 2
Total de Transformadores 15
TABLA 5.11 TIPO DE ESTRUCTURAS CIRCUITO 3
CODIGO ICEL CANTIDAD
523 28
533 14
553 11
168
562 18
Total de Estructuras 71
TABLA 5.12 ALUMBRADO PÚBLICO CIRCUITO 3
TIPO DE LUMINARIA CANTIDAD
SODIO A. P. 20
MERCURIO 8
Total de luminarias 28
FUENTE: ELECTRIFICADORA DEL GUAINÍA LA CEIBA S.A E.S.P
5.1.1.4 Parámetros de la Demanda
Con el objeto de caracterizar la demanda. se utilizan factores que identifican
diferentes propiedades de la demanda. Algunos de estos factores son:
Factor de demanda
Es la relación entre la demanda máxima del sistema y la carga total conectada al
sistema. Este factor indica el grado con el que toda la carga conectada se opera
simultáneamente.
Entonces, tenemos para Puerto Inírida:
kW máx : 1800 kW
kW instalados: 3707.5kW. Los kilovatios instalados son la sumatoria de todos los
transformadores de la ciudad.
169
Entonces:
kW
kWFd
5.3707
1800=
Fd=0.485
Factor de utilización
Es la relación entre la demanda máxima del sistema y la capacidad nominal del
sistema. Este factor indica el grado al que un sistema se está utilizando con
respecto a su capacidad.
Analizando de un modo global el sistema de distribución de Puerto Inírida,
tendremos entonces, un factor de utilización igual al factor de demanda.
Factor de carga
Es la relación entre la carga promedio en cierto período de tiempo y la carga pico
durante este período de tiempo. Indica el grado con que la carga pico se sostiene
en el intervalo. Este factor se puede calcular con base en las curvas de duración
de carga.
Según la curva 4.2, la cual representa la demanda estimada diaria en Puerto
Inírida, tendremos un promedio de 802.8 kW. De igual modo en esta gráfica,
conocemos el valor de la carga pico diaria, el cual es de 1800 kW; entonces, con
estos datos podemos calcular el factor de carga, cuyo resultado es el siguiente:
170
Fcarga = 0.446
Se debe de tener bastante cuidado al aplicar las fórmulas, de modo tal que se
utilicen tanto en el numerador, como en el denominador las mismas unidades, o
sea que si se trabaja con kVA , no se utilicen kW o viceversa.
Factor de pérdidas
Es la relación entre las pérdidas de potencia promedio y las pérdidas de potencia
pico, durante un período de tiempo. Da una indicación del grado con el cual las
pérdidas durante la carga pico se mantienen a través del período de tiempo
considerado. Este factor se puede calcular con base en las curvas de duración de
pérdidas.
Otra manera de visualizar el factor de pérdidas es a través del término horas
equivalentes. Estas se definen como el número de horas por día, semana, mes o
año de carga pico para dar el mismo kW de pérdidas producidas por la carga real
durante el mismo período de tiempo.
En muchos casos es útil conocer la relación que pueda existir entre el factor de
carga y el factor de pérdidas. Sin embargo, es importante tener en cuenta que las
pérdidas deben calcularse, de la manera más precisa posible con base en las
curvas de carga y en estudios de flujos de carga en donde se represente
adecuadamente la carga, su característica en el tiempo y los elementos del
sistema.
De acuerdo con las definiciones, el menor valor del factor de pérdidas es el
cuadrado del factor de carga y su máximo valor es igual al del factor de carga.
Entre estos dos valores, dependiendo de la forma de la curva de demanda, se
sitúa en el valor real del factor de pérdidas.
171
5.1.1.5 Calidad de la Tensión y Regulación
Calidad de la tensión
El nivel de tensión con el cual se suministra energía a un usuario debe tener las
siguientes características:
Ninguna distorsión de la onda, libre de ruido, magnitud constante, frecuencia
constante y debe tener continuidad, es decir, no debe presentarse interrupciones
de pequeña o larga duración, en donde la confiabilidad es un problema superado y
la calidad de la potencia eléctrica se identifica principalmente con la calidad de la
tensión.
Tensión en estado estable
Prácticamente todos los equipos están diseñados para operar normalmente dentro
de un rango de tensión de estado estable, teniendo en cuenta el perfil de
tensiones en alimentadores desde las subestaciones. La magnitud de las caídas
de tensión o regulación permitida debe estar coordinada con los rangos de
operación de los equipos y las empresas electrificadoras deben respetar los
límites impuestos para permitir la operación normal de los equipos y evitar daños y
perjuicios a los usuarios.
La figura 5.1 muestra los rangos de compatibilidad de tensión en estado estable
para los sistemas de potencia y las cargas de los usuarios establecidos por la
norma ANSI C84.1-1989. En esta figura pueden apreciarse los márgenes de
compatibilidad establecidos.
172
RANGOS DE COMPATIBILIDAD DE TENSIÓN EN ESTADO ESTABLE
Transitorios de tensión
Las variaciones transitorias de la tensión son problemas frecuentes para los
usuarios con equipos sensibles o con computadores. Estos transitorios pueden ser
causados dentro de la instalación misma del usuario por la maniobra de equipos
en la red o de otros usuarios.
La mayoría de los problemas con los equipos sensibles en voltajes no están
relacionados con los niveles de regulación de estado estable, sino con
perturbaciones severas de tipo transitorio, momentáneo, cambios rápidos en la
tensión (flicker), ó, interrupciones momentáneas. La figura 5.2 muestra los límites
de tolerancia típicos de computadores o equipos con memoria, para varios tipos
de perturbaciones eléctricas, de acuerdo con las recomendaciones de la Norma
IEEE Std 1100-1992. La envolvente que se muestra en la figura representa los
límites que puede soportar un computador sin sufrir daños o mal funcionamiento.
La parte sombreada muestra el área en la cual el funcionamiento de los
computadores puede ser susceptible a la tensión.
FIGURA5.1
173
Las cargas sensibles requieren también que la frecuencia se mantenga dentro de
ciertos límites (±0.5 Hz), tasa de variación de la frecuencia menor de 1Hz/seg.,
distorsión de la onda dentro del 5% y el desbalance de tensión menor que 3%.
LÍMITES DE TOLERANCIA DE TENSIÓN DE EQUIPOS ELECTRÓNICOS
5.1.1.6 Continuidad del Servicio
La calidad del servicio en cuanto a continuidad es el resultado de diferentes
características del sistema que se pueden definir así:
Confiabilidad
Medida de la eficiencia de un sistema de potencia para suministrar la electricidad
en todos los puntos de utilización con estándares aceptables de calidad y en la
cantidad deseada. Esta confiabilidad puede describirse en términos de sus
atributos de adecuación, seguridad, integridad y reposición del servicio.
FIGURA 5.2
174
Disponibilidad
Este término se aplica tanto al comportamiento de un componente individual
como para el sistema. La disponibilidad se define como la fracción promedio de
tiempo que un componente o un sistema está en servicio satisfactoriamente
cumpliendo con su función asignada. Una definición equivalente es la probabilidad
que un componente o sistema esté en servicio.
Adecuación
Medida de la eficiencia de un sistema para suministrar la potencia y la energía
requeridas por los usuarios dentro de los límites de tensión y capacidad nominal
de los equipos, teniendo en cuenta las salidas programadas y forzadas de los
componentes del sistema y las restricciones operativas de seguridad impuestas
por la operación.
Seguridad
Medida de la eficiencia de un sistema de potencia para responder
adecuadamente ante perturbaciones súbitas tales como, corto circuitos o salidas
imprevistas de componentes.
Reposición del servicio
Es la medida de la eficiencia de un sistema de potencia para reconectarse
apropiadamente y restaurar el servicio después de una interrupción.
5.1.1.7 Identificación de la Calidad del Nivel de la Tensión y la Continuidad o
Confiabilidad del Servicio
Algunos de los atributos de la calidad de potencia o continuidad del servicio, más
comúnmente utilizados, se pueden definir así:
175
Interrupción
Se define como la pérdida del servicio de uno o más usuarios. Una interrupción es
el resultado de una o más salidas de componentes.
Interrupción momentánea
Es una interrupción del servicio eléctrico de duración limitada al período requerido
para restaurar el servicio automáticamente, o por operaciones de maniobra
manual supervisada en subestaciones atendidas. Estas operaciones deben
completarse en un tiempo no mayor de cinco (5) minutos. Aunque la duración
momentánea puede variar de una empresa a otra, se considera adecuada entre
uno y cinco minutos. El IEEE (" Standar General Requirements for Dry-Type
Distribution and Power Transformers", ANSI C57.12-01-1979), recomienda un
tiempo de cinco (5) minutos. Por ejemplo, si un reconector opera dos veces y
luego se mantiene, este evento puede considerarse como una interrupción
momentánea.
Interrupción permanente o sostenida
Es una interrupción que resulta de condiciones directamente asociadas con un
componente que debe sacarse de servicio inmediatamente, ya sea por operación
automática o manual y también, una interrupción causada por operación indebida
de un equipo o por error humano.
Interrupción programada
Es una interrupción deliberada, realizada con fines de realizar labores de
mantenimiento (preventivo o correctivo) y construcción. Antes de efectuar este tipo
de suspensiones, se debe dar aviso a los usuarios por lo menos con 48 horas de
anticipación. La clave para determinar si una interrupción debe clasificarse como
programada o forzada es: Si es posible aplazar la interrupción para un momento
posterior conveniente, ésta se considera programada; de otra manera, la
interrupción es forzada.
176
Salida
Una salida se define como el estado de un componente cuando no está
disponible para ejecutar su función debido a un evento asociado directamente con
este componente. Una salida puede o no causar una interrupción de servicio a un
usuario dependiendo de la configuración del sistema.
Duración de la interrupción
Es el período comprendido desde la iniciación de una interrupción al usuario hasta
que el servicio es restablecido a dicho usuario.
Usuario
Un usuario es un individuo, firma u organización quien contrata un servicio de
energía eléctrica en un sitio, bajo determinada tarifa, clasificación, contrato y
programación. Si el servicio se lleva a un usuario en más de un sitio, cada
localización debe considerarse como un usuario por separado.
Energía no suministrada
Es la energía que los usuarios dejan de recibir debido a una interrupción.
Sobretensiones
Una sobretensión es una tensión transitoria de muy corta duración y gran
magnitud. Generalmente son causadas por operaciones de maniobra o por
descargas atmosféricas.
Los transitorios pueden originarse en el circuito primario, pasar por los
transformadores de distribución y surgir en el circuito secundario, afectando las
cargas sensitivas directamente.
177
Bajo nivel de tensión
Se presenta cuando la onda de tensión tiene un valor inferior al límite nominal de
la tensión. Sus causas pueden ser: sobrecargas, mala instalación, malas
conexiones en descensos del nivel de tensión.
Elevación momentánea del nivel de tensión
Cuando en un sistema trifásico, por ejemplo, sucede una falla en una fase, las
otras dos fases elevan su tensión línea-neutro cerca de un 20%; este aumento en
estado estable es considerado como una elevación del nivel de tensión, el cual
usualmente tiene una duración de algunos segundos, hasta minutos. También, se
le denomina sobretensión o sobretensión temporal.
Elevación del nivel de tensión
Es la tensión en estado estable, generado con una amplitud mayor a los límites
establecidos. Usualmente son el resultado de inadecuadas prácticas de
regulación.
Flicker
Impresión de inestabilidad de sensación visual, inducida por un estímulo de luz,
cuya luminancia o división espectral cambia con el tiempo, causadas por las
variaciones de tensión.
Picos de voltajes ("spike")
Un pulso unidireccional de relativa corta duración.
Armónicos
Son componentes en la onda de 60Hz que causan distorsión debido a las
frecuencias diferentes a la fundamental. Idealmente, la tensión suministrada a los
equipos y la corriente de carga resultante son ondas perfectas, sin embargo, en la
práctica nunca lo son.
178
Interarmónicos
Son componentes de frecuencia que no son múltiplos de la frecuencia
fundamental y por lo tanto, no pueden llamarse armónicos.
Simplicidad de operación
La simplicidad de la operación es muy importante en la seguridad y confiabilidad
de la operación y en el mantenimiento del sistema de distribución.
Mantenimiento
El sistema de distribución debería incluir requerimientos de mantenimiento
preventivo en el diseño. La accesibilidad y disponibilidad para la inspección y
reparación con seguridad son importantes consideraciones en la selección de
equipos.
Flexibilidad
La flexibilidad de un sistema eléctrico significa la adaptabilidad para el desarrollo y
expansión así como los cambios para cumplir los requerimientos durante la vida
útil de la red.
Estas definiciones están de acuerdo con las establecidas por el diccionario del
IEEE y la norma IEEE (" Standar General Requirements for Dry-Type Distribution
and Power Transformers", ANSI C57.12-01-1979).
5.1.1.8 Cálculo de la Regulación de la Red Primaria
Para elaborar el cálculo de la regulación de la red primaria, consideramos que esta
es una línea corta, debido a su longitud y tensión de servicio, esto quiere decir,
que al elaborar su diagrama equivalente, no es necesario tener en cuenta la
reactancia capacitiva. Sin embargo, debemos tener en cuenta las demás variables
que se consideran en el diseño típico de una línea corta. A continuación
179
presentamos los parámetros que se tienen en cuenta para elaborar el cálculo de la
regulación.
Resistencia
De acuerdo con los conceptos fundamentales contenidos en el Standard
Dictionary de la IEEE podemos definir la resistencia eléctrica (R) como: “la
resistencia de un elemento, dispositivo, rama, red o sistema, es el factor por el
cual hay que multiplicar la corriente cuadrática media de conducción para obtener
la pérdida en potencia correspondiente por disipación de calor o por otra radiación
permanente o pérdida de energía electromagnética del circuito”.
El valor de resistencia por unidad de longitud, de acuerdo al calibre del conductor
y del material del que está fabricado, lo podemos encontrar en el anexo 9 y con la
longitud de la línea, podemos calcular la resistencia.
R=r*L
En donde:
R: Resistencia total en Ω
R: Resistencia unitaria, expresada en Ω/Km
L: Longitud de la línea en kilómetros.
Como sabemos que toda la red primaria está construida con un conductor Raven
ACSR 1/0 AWG, entonces, tenemos que r es igual a 0.551 Ω/Km (0.888 Ω/milla) a
una temperatura de 250C.
180
Reactancia Inductiva
Se llama a ωL reactancia inductiva del inductor; se mide en ohms y es una medida
de la oposición que el inductor presenta al paso de una corriente senoidal. La
reactancia inductiva de una línea está dada por:
XL=2.022E-3*f*ln(Deq/Ds)*L Ω
Donde:
XL: Reactancia inductiva por fase (Ω)
Deq: Media geométrica de las distancias entre conductores a, b y c (ft)
F: frecuencia
Deq=(Dab*Dac*Dcb)1/3
De acuerdo con lo anterior, procedemos a calcular la distancia media geométrica
de los conductores de la red primaria de acuerdo a las estructuras utilizadas, las
cuales son en forma de bandera y tienen una distancia entre conductores de 0.8
metros así:
Entonces: a 0.8 m b 0.8 m c
2.62 ft 2.62ft
181
ftD
mD
D
D
DDDD
eq
eq
eq
eq
cbacabeq
⋅=
⋅=
=
=
=
30687.3
0079.1
024.1
8.0*6.1*8.0
**
3
3
3
DS: Radio medio geométrico del conductor (RMG) (ft)
La ecuación que define la inductancia reactiva puede descomponerse en dos
partes, así:
XL = (XLP + XLE) * L
Donde:
XLP : Reactancia propia a 1pie de separación = 2.022E-3 *f* ln(DS)-1 Ω/milla
XLE : Reactancia debida al espaciamiento = 2.022E-3*f* ln(Deq) Ω/milla
F: frecuencia
El valor de XLP se encuentra en las tablas de características de conductores del
anexo 9 al igual que el valor de XLE, donde está tabulado de acuerdo a la
distancia.
182
Entonces tenemos que para la red de distribución de Puerto Inírida, el valor de la
reactancia inductiva será:
KmX
millaX
X
L
L
L
/4979.0
/801756.0
00446.030687.3
ln6010022.2 3
Ω⋅=
Ω⋅=
⋅××= −
Cálculo de la Regulación en un Tramo
En cada tramo de un circuito, la regulación de tensión está dada por la expresión:
Donde:
V%: Regulación de tensión en porcentaje
I: Fasor de corriente a través del tramo
L: Longitud del tramo
Z: Impedancia del tramo por unidad de longitud
Vf: Tensión en el terminal receptor
Vi: Tensión en el terminal emisor
Tomando como base el fasor de voltaje Vf y suponiendo una corriente inductiva
retrasada con relación a Vf en un ángulo f, el diagrama fasorial es el indicado en la
figura 5.3.
183
DIAGRAMA FASORIAL
En donde:
Para los valores de resistencia, reactancia y factor de potencia usuales en redes
de distribución, el segundo término de la ecuación anterior tiene un orden de
magnitud despreciable, con relación al primer término, debido a que se considera
como una línea corta, por lo que puede ser excluido de la ecuación, quedando
entonces la ecuación simple:
De donde:
Teniendo en cuenta que los límites de regulación permisibles en circuitos de
distribución son bajos, no se comete un error grande al utilizar la tensión nominal
FIGURA 5.3
184
de la red (Vnom), en la ecuación anterior en lugar de Vf correspondiente a cada
uno de los nodos del circuito, de donde:
Reemplazando en la anterior ecuación la corriente por los kVA equivalentes se
tiene:
Teniendo en cuenta que para un factor de potencia dado, los términos entre
paréntesis de las ecuaciones anteriores son constantes para un mismo calibre y
disposición física de los conductores, se puede concluir que:
Donde la constante k, además de depender de los parámetros anteriores, también
depende de la tensión nominal de operación y la temperatura, donde:
k es:
2)10(
cos
kV
senxrk L φφ +
=
En donde:
L
Xx L
L =
El valor de xL es la reactancia inductiva del conductor sin tener en cuenta la
longitud del circuito.
Basándonos en las fórmulas anteriores, podemos deducir que la constante k del
conductor Raven 1/0 ACSR AWG utilizado en la red primaria de Puerto Inírida es:
185
4293.4
2.13105267.04979.085.0551.0
2
−=
××+×
=
Ek
k
Después de obtener la constante de regulación del conductor Raven 1/0 ACSR
AWG el cual constituye la totalidad de la red primaria, procedemos a calcular la
regulación de cada uno de los tramos de los tres circuitos que componen la red de
media tensión de acuerdo con lo expresado en párrafos anteriores. Los
respectivos resultados de este análisis, se encuentran en las tablas del anexo 10.
Analizando los resultados de regulación de tensión de la red primaria,
encontramos que el máximo valor de regulación se encuentra en el extremo
denominado 42 del circuito 1 (ver diagrama unifilar que se presenta a continuación
y anexo 10), el cual tiene una regulación de 1.083% proyectándola a 15 años. Si
tenemos en cuenta que este es el punto de la red primaria donde su regulación es
mayor, entonces podemos concluir que la red primaria no presenta problema
alguno en cuanto a variaciones de tensión se refiere, de acuerdo a lo establecido
en las Normas de Procedimiento Para Diseño ICEL, en donde se presenta un
rango límite de regulación de tensión para redes primarias, el cual está fijado en
3%.
5.1.1.9 Cálculo de Pérdidas.
Las pérdidas de la red de distribución trifásica se calculan con la siguiente
expresión :
RIPP23=
Donde:
I : corriente
R : Resistencia, a 25°C
186
El cálculo de las pérdidas de potencia activa de cada tramo de la red primaria se
encuentran en el anexo 11, en donde tenemos que la suma total de pérdidas de
potencia de cada circuito es:
TABLA 5.13 PÉRDIDAS DE POTENCIA EN LA RED PRIMARIA
CIRCUITO PÉRDIDAS kW % PÉRDIDAS (PPERD /PINST)*100
1 6,783 0,37
2 1,614 0,19
3 0,658 0,10
De la tabla anterior podemos deducir que las pérdidas totales de la red primaria
son en promedio del 0.22% y suman en total 9.055 kW. Esto quiere decir que la
red tampoco presenta pérdidas que estén fuera de las consideraciones de diseño
de las Normas de Procedimiento Para Diseño del ICEL, las cuales imponen un
tope máximo del 3%.
5.1.1.10 Resultados de la Evaluación de la Red Primaria
Después de realizar la evaluación de la red primaria de Puerto Inírida, podemos
concluir que esta no presenta ningún inconveniente en cuanto a variaciones de
tensión se refiere. Respecto a las pérdidas de potencia activa, observamos que
son bastante pequeñas, situación que repercute favorablemente en las pérdidas
de energía, las cuales no se analizan en esta sección, porque a simple vista se
aprecia que son insignificantes respecto al sistema total de media tensión de la
ciudad (estas pérdidas de energía son de 144.88 kWh/día ).
187
5.1.2 Descripción de la Red de Distribución de Baja Tensión
Los circuitos secundarios constituyen la parte del sistema de distribución que
transporta la energía desde el secundario de los transformadores de distribución a
los usuarios residenciales y eventualmente a cargas consideradas especiales, tal
como se detallará más adelante.
La red de baja tensión, es la encargada de suministrar el servicio eléctrico a los
1640 usuarios residenciales existentes actualmente en la Ciudad. Los
alimentadores secundarios están construidos en su totalidad con redes trifásicas,
incluyendo todos sus ramales.
La red de baja tensión de la ciudad de Puerto Inírida está constituida por los
alimentadores secundarios que se derivan de los respectivos transformadores de
cada uno de los tres circuitos existentes, los cuales están montados en postería de
concreto (en su gran mayoría) de 8 y 12 metros de altura, con una tensión a la
ruptura de 510Kgr y 750 Kgr, y utilizando las estructuras 610, 611, 612 y 614, de
acuerdo con las normas de construcción de redes de distribución del ICEL. La
totalidad de la red es trifásica con neutro y en algunos tramos, posee conductor
para alumbrado público. Los calibres de los conductores utilizados son los
Números 2 y 2/0 AL. La tensión de servicio de la red es de 208/120 V.
5.1.2.1 Topología de la Red Secundaria
La red secundaria de Puerto Inírida fue construida de acuerdo a los parámetros de
diseño del ICEL, los cuales recomiendan implementar el esquema radial, porque
este es el más común para redes de distribución secundaria. Esta configuración se
caracteriza por ser de fácil diseño, sencilla operación y es mucho más económica
que cualquier otra posible.
188
La topología de la red actual se puede apreciar en su totalidad observando los
planos del anexo 1 plano 03-04.
5.1.2.2. Cálculo de Regulación de Tensión de la Red Secundaria Actual
Para llevar a cabo el cálculo de regulación en la red de distribución secundaria de
la ciudad, es necesario aplicar los mismos conceptos enunciados en la sección
anterior. La única diferencia en este cálculo, es que para obtener el valor de la
carga de diseño, esta se debe dividir por el factor de diversidad del siguiente
modo:
DIVERSFACkVA
USUARIOSNokVA INSTALADOSDISEÑO .
. ×=
Esta operación se debe de realizar por cada tramo de los circuitos de baja tensión.
Mientras que para calcular la carga de diseño en la red de media tensión, se
multiplica la carga instalada de cada circuito por el factor de demanda de este.
Los factores de diversificación que aplican para Puerto Inírida son los expuestos
en la curva c de diversificación de la demanda, puesto que la carga instalada por
usuario está en el rango de 0 a 3.999 kVA, el cual se encuentra en las Normas de
Subtransmisión y distribución de ICEL, o en las Normas Para la Presentación de
Proyectos de la Empresa de Energía de Cundinamarca.
De acuerdo con la información suministrada por la Empresa de Energía del
Guainía "La Ceiba S.A. E.S.P", en la ciudad de Puerto Inírida existen tres estratos,
los cuales varían en cuanto a su carga instalada. El estrato 1 tiene una potencia
instalada de 0.8 kVA y es el que corresponde a los habitantes de la parte
noroccidental de la ciudad. Los transformadores de esta zona están alimentados
en su totalidad por el circuito 3.
189
El estrato 2 corresponde al resto de la ciudad, incluyendo la zona céntrica, el
puerto y la vía al aeropuerto; la potencia instalada para este estrato es de 1.5 kVA
y la potencia suministrada a cada transformador, proviene de los circuitos 1 y 2.
El estrato 3 corresponde a algunas cargas del sector comercial, industrial y estatal
de la ciudad; para ellos la carga instalada es de 2 kVA. La curva de factor de
diversificación de la demanda aparece en el anexo 12, con sus respectivas
proyecciones a 8 años, para calcular transformadores y a 15 años, para llevar a
cabo el dimensionamiento de la red.
Los cálculos de regulación de las redes de baja tensión de todos los
transformadores del sistema de distribución de la ciudad, aparecen en el anexo 13
están sus respectivos diagramas unifilares. A continuación, podemos observar un
resumen de los cálculos de regulación del anexo 13, en el cual podemos apreciar
cuales son los circuitos que tienen una regulación mayor a la establecida en las
Normas que rigen para las ciudades de las zonas no interconectadas. Esta
regulación no debe ser mayor al 5%.
TABLA 5.14 RESUMEN DE LOS CÁLCULOS DE REGULACIÓN CIRCUITO 1
TRANSFORMADOR POTENCIA NOMINAL kVA No USUARIOS CONDUCTOR REG. MÁXT1 45 39 No 2 1.97T2 30 29 No 2 4.20T3 45 53 No 2 4.33T4 45 54 No 2 6.10T5 45 42 2/0 4.46T7 45 49 2/0 6.65T8 75 50 No 2 4.46T9 45 39 2/0 5.13T10 45 46 No 2 2.89T11 45 40 2/0 3.19T12 75 53 2/0 3.99T15 45 47 No 2 8.60T27 75 57 2/0 3.08T28 45 51 No 2 7.90T29 75 30+C.E.30kVA No 2 3.67T31 75 64 No 2 4.32T33 45 34 No 2 3.62T34 75 37 2/0 4.00
190
TABLA 5.15 RESUMEN DE LOS CÁLCULOS DE REGULACIÓN CIRCUITO 2
TRANSFORMADOR POTENCIA NOMINAL kVA No USUARIOS CONDUCTOR REG. MÁXIMAT1 75 30+C.E. 30kVA No 2 4.71T2 45 29 No 2 3.52T3 75 49 2/0 4.67T6 75 71 2/0 4.59T9 45 43 2/0 4.69T10 75 75 2/0 3.10T12 45 35 2/0 5.56
TABLA 5.16 RESUMEN DE LOS CÁLCULOS DE REGULACIÓN CIRCUITO 3
TRANSFORMADOR POTENCIA NOMINAL kVA No USUARIOS CONDUCTOR REG. MÁXT1 75 30+C.E. 30kVA 2 2.13T2 45 53 No 2 4.53T3 112.5 35+C.E. 70 kVA 2 4.53T4 75 78 2 3.62T5 45 48 2/0 3.50T6 45 83 2/0 6.62T7 30 56 2/0 1.60T9 75 56 2/0 4.00T10 75 49 No 2 3.46T11 75 75 2/0 6.83T12 30 53 2/0 3.75T13 45 71 No 2 3.62T14 45 53 No 2 3.41
Del circuito 1 los transformadores cuyos circuitos secundarios presentan
inconvenientes de regulación, son T4, T7, T15 y T28. En el circuito 2 encontramos
problemas en el transformador T12; en el circuito 3, los transformadores con altas
variaciones de tensión son T6 y T11.
En el anterior resumen no aparecen todos los transformadores de la red. Este
hecho se debe a que hay transformadores que solo alimentan a un usuario, o sea
que son cargas especiales, que tienen su transformador propio.
191
5.1.2.3 Cargabilidad de los Transformadores
En esta sección analizaremos en que estado respecto a su carga, se encuentran
los transformadores de cada uno de los circuitos, para lo cual se ha elaborado la
siguiente tabla:
TABLA 5.17 ESTADO ACTUAL DE LOS TRANSFORMADORES
CIRCUITO No 1
TRAF CAPACIDAD(kVA)
NoUSU
CARGAA.P. kVA
OTRASCARGAS kVA
CARGA(kVA)
CARGAreal/inst
AÑOREP
OBSERVACIONES
T1 45 39 5 45.3467 1.00770 0 Sobrecargado
T2 30 29 5 27.6723 0.92241 3
T3 45 44 51.1982 1.30285 -1 Sobrecargado
T4 45 54 43.9811 0.97736 1
T5 45 42 5 41.2109 0.91580 3
T6 150 1 150 90.0000 0.60000 C. E. Hospital
T7 45 49 39.8130 0.88473 4
T8 75 50 5 45.0301 0.60040 18
T9 45 39 5 33.2500 0.73889 11
T10 45 46 45.8142 1.01809 -1 Sobrecargado
T11 45 40 5 28.8744 0.64165 15
T12 75 79 68.6081 0.91477 3
T13 45 1 45 27.0000 0.60000 C. E. Procuraduría *
T14 45 1 45 27.0000 0.60000 C. E. Fábrica de Ladrillos
T15 45 47 40.7542 0.90565 3
T16 30 1 30 18.0000 0.60000 C. E. Comcel
T17 10 10 6.0000 0.60000 Solo A.P.
T18 45 No hay información disponible
T19 45 No hay información disponible
T20 112.5 1 112.5 67.5000 0.60000 C. E. Comunidad indígena
T21 10 10 6.0000 0.60000 Solo A.P.
T22 45 No hay información disponible
T23 15 15 9.0000 0.60000 Solo A.P.
T24 10 10 6.0000 0.60000 Solo A.P.
T25 150 1 150 90.0000 0.60000 C. E. Aeropuerto
T26 112.5 1 112.5 67.5000 0.60000 C. E. Clínica
T27 75 57 5 48.8744 0.65166 15 Descargado
T28 45 51 42.0469 0.93438 2
T29 75 36 30 63.6542 0.84872 6
T30 75 1 75 45.0000 0.60000 C. E. Consulado Venezuela
T31 75 64 5 55.6863 0.74248 10 Descargado
T32 30 1 30 18.0000 0.60000 C. E. Fábrica
T33 45 34 5 34.9925 0.77761 9
T34 45 37 38.0773 0.8461 8
T35 75 1 50 50.000 0.6666
**C.E: Carga especial
192
TABLA 5.18 ESTADO ACTUAL DE LOS TRANSFORMADORES
CIRCUITO No 2
TRAF CAPACIDAD(kVA)
NoUSU
CARGA.P.kVA
OTRASCARGAS KvA
CARGA(kVA)
CARGAreal/inst
AÑOREP
OBSERVACIONES
T1 75 30 30 66.0604 0.88081 3
T2 45 29 32.9295 0.73177 9
T3 75 49 5 40.7500 0.54333 19 Descargado
T4 75 1 75 45.0000 0.60000 C.E. Hotel Safari
T5 30 1 30 18.0000 0.60000 C.E. Hotel Orinoco
T6 75 71 5 56.9166 0.75889 8
T7 45 1 45 27.0000 0.60000 C.E. Alcaldía
T8 150 1 150 90.0000 0.60000 C.E. Satena
T9 45 45 5 36.2500 0.80556 6
T10 75 75 5 61.6346 0.82179 5
T11 112.5 1 112.5 67.5000 0.60000 C.E. Comercializadora
T12 45 35 5 29.6281 0.65840 13 Descargado
T13 30 1 30 18.0000 0.60000 C.E. Oficinas FER
TABLA 5.19 ESTADO ACTUAL DE LOS TRANSFORMADORES
CIRCUITO No 3
TRAF CAPACID.(kVA)
NoUSU
CARGAA.P. kVA
OTRASCARGAS kVA
CARGA(kVA)
CARGAreal/inst
AÑOREP
OBSERVACIONES
T1 75 30 5 20 43.5291 0.5804 17 Descargado
T2 45 53 39.6500 0.8812 3
T3 112.5 35 75 89.0000 0.7911 6
T4 75 78 5 30 52.8643 0.7049 10 Descargado
T5 45 48 5 10 29.2000 0.6489 13 Descargado
T6 45 73 32.2400 0.7165 10 DescargadoT7 30 56 25.6200 0.8541 4
T8 112.5 1 112.5 67.5000 0.6000 C. E.. Fábrica
T9 75 56 5 50 58.0336 0.7738 7
T10 75 49 34.2000 0.4559 26 Descargado
T11 75 75 30.6200 0.4082 29 Descargado
T12 30 53 22.4000 0.7467 8
T13 45 71 35.1800 0.7819 7
T14 45 53 38.0800 0.8462 4
T15 75 1 75 45.0000 0.6000 C.E. Hotel
En las tablas anteriores, podemos apreciar cual es el estado de cada uno de los
transformadores de la red de distribución de Puerto Inírida. De esta tabla, la
información que más nos interesa es la contenida en las columnas 7 y 8; en la
columna 7 encontramos un valor el cual es la razón entre la potencia real de cada
193
transformador y la potencia nominal del citado elemento. De este modo podemos
apreciar cual es la cargabilidad de cada transformador en estos momentos.
De igual modo, la columna 8 nos indica cual es el año en que se debe efectuar la
reposición de cada transformador, tomando como referencia, que el año cero de
reposición es el actual, o sea, cuando se realiza el estudio. Claro está, que a este
año indicado en esta tabla, se le debe descontar el tiempo que lleva en servicio el
transformador.
Este cálculo se realizó partiendo de la siguiente expresión, la cual se utiliza para
proyectar los transformadores a 8 años, tiempo que constituye su vida útil:8
0 )1( ikVAkVAn +=
donde:
kVA0: Carga del transformador en el año cero del proyecto
kVAn: Carga del transformador en el año ocho del proyecto
n: Último año de vida útil del transformador (8)
i: tasa del crecimiento de la demanda (ver capítulo 3)
Entonces, para determinar en que año van a estar sobrecargados los
transformadores que en la actualidad no lo están, procedemos a despejar n de la
siguiente manera:
)1(0
iLnkVA
kVALnn
n
+=
donde reemplazamos la potencia del transformador en el año n (kVAn), por la
potencia nominal del transformador.
Así podremos calcular, en que año se debe realizar el cambio de un
transformador, debido a que está sobrecargado. Cuando este año es mayor a 8
años, esto quiere decir que el transformador durante su vida útil no se a
194
sobrecargar. No debemos de perder de vista, que en este análisis no se han
tenido en cuenta los años de servicio de cada transformador, a causa de no tener
acceso a esta información. Sin embargo, esta situación se soluciona adicionando
este tiempo, para efectuar la reposición en el año exacto.
5.1.2.4 Resultados de la Evaluación de la Red Secundaria
Los resultados de nuestra evaluación, son el producto de un diagnóstico
adelantado en todos los transformadores del sistema de distribución de la ciudad
(salvo algunos casos), en el cual, se tienen en cuenta parámetros de
funcionamiento tales como cargabilidad de los transformadores y regulación de los
circuitos de cada transformador. Por lo tanto, seleccionamos algunos
transformadores, los cuales deben ser revisados en la siguiente sección, para
buscar una solución óptima a los problemas técnicos que se presentan en la
actualidad. Estos transformadores aparecen descritos a continuación:
TABLA 5.20 RESUMEN DE TRANSORMADORES QUE NO OPERAN EN
CONDICIONES NORMALES
TRANSFORMADOR % SOBRECARGA % SOBRE REGULACIÓN
CIRCUITO 1
T1 0.77
T3 30.00
T4 6.10
T7 6.65
T10 1.08
T15 8.60
T28 7.90
CIRCUITO 2
T12 5.56
CIRCUITO 3
T6 6.62
T11 6.83
195
De acuerdo con el anterior análisis, podemos concluir, que en términos generales
el sistema de distribución de energía eléctrica de Puerto Inírida, se encuentra en
buen estado, salvo los diez transformadores del listado anterior. Esto equivale al
14.28% de la totalidad de los transformadores que fueron objeto de nuestra
evaluación.
De los transformadores que presentan alguna deficiencia en cuanto a su
regulación y/o cargabilidad, observamos que la sobrecarga de T7 y T10 apenas
llega al 0.77% y 1.08% respectivamente, valores que en la actualidad no
constituyen problema alguno en cuanto a su funcionamiento se refiere. El único
problema que pueden ocasionar es en el futuro, puesto que eventualmente se
pueden sobrecargar si la demanda de energía por usuario crece valores iguales o
superiores a los expuestos en la proyección de demanda de energía. Además,
impiden que nuevos usuarios se puedan conectar en el futuro. A esta situación
nos referiremos con más detalle en la siguiente sección.
Los otros siete transformadores en los cuales se han detectado problemas
relacionados con la excesiva variación de tensión en los extremos de cada
circuito, consideramos que en varios casos específicos este problema no es muy
representativo, puesto que la regulación no está muy por encima del límite
recomendado por la normas de diseño, además, esta situación se compensa con
la excelente regulación de la red de media tensión. Por ejemplo, el transformador
T7 del circuito 1, tiene una regulación en el extremo más alejado de 6.65%, valor
que está 30% por encima del límite de 5%, pero en el primario del transformador la
tensión de la red es de solo 0.53% y su límite máximo es de 3%. Entonces, si
sumamos las dos regulaciones, tendremos un valor de 7.18%, regulación que está
por debajo del 8% que es el límite permitido entre la red primaria y secundaria. No
obstante, el circuito secundario de este transformador presentará problemas en
algunos años, tal como veremos en la siguiente sección, en donde se formulará
alguna estrategia a seguir para solucionar problemas como este en la red de
distribución de la ciudad.
196
5.2 Reestructuración de la Red de Distribución
5.2.1 Reestructuración de los Circuitos de Baja Tensión.
Después de presentar en el capítulo anterior un detallado análisis sobre el
funcionamiento del sistema de distribución eléctrica de Puerto Inírida, el cual nos
brindó la oportunidad de identificar el origen de los inconvenientes que se
presentan en la prestación del servicio de energía eléctrica, en cuanto hace
referencia a su sistema de distribución, procedemos entonces, basándonos en
esta información, a formular una posible solución a estos problemas.
Como se pudo constatar en la sección 5.1.2, la red primaria de la ciudad no
presenta ningún tipo de inconveniente, sin embargo, las redes de baja tensión de
algunos transformadores sufren de variaciones de tensión por encima de lo
establecido en las normas de diseño. Sin embargo, guiándonos por las Normas
de Subtransmisión y Distribución del ICEL, respecto al valor máximo de regulación
permitido, encontramos que este es del 14%, el cual proviene de la suma de las
regulaciones de la red primaria, secundaria, transformador y acometida, tal como
se indica en la siguiente tabla:
TABLA 5.21 VALOR MÁXIMO DE REGULACIÓN EN REDES DE DISTRIBUCIÓN
PORCENTAJE DE REGULACIÓN %
COMPONENTES ALIMENTACIÓN DE USUACIOS
DESDE SECUNDARIOS
ALIMENTACIÓN DE USUARIOS
DESDE PRIMARIOS
PRIMARIOS A 13.2kV ENTRE LA
SUBESTACIÓN Y ÚLTIMO TRAFO
3 8
TRANSFORMADOR DE
DISTRIBUCIÓN
3 3
SECUNDARIO TRAFO HASTA LA
ÚLTIMA ACOMETIDA
5 _
ACOMETIDA 3 3
REGULACIÓN TOTAL 14 14
197
De acuerdo con lo anterior, proyectamos a quince años la carga de cada
transformador, para observar cuales son los circuitos de baja tensión que no
cumplen con la norma del ICEL respecto a regulación.
TABLA 5.22 REGULACIÓN REDES SECUNDARIAS A 15 AÑOS CIRCUITO 1
TRAFO REGULACIÓN REDPRIMARIA
REGTRAFO
REGULACIÓN REDSECUNDARIA
REGULAC.ACOMETIDA
REGTOTAL
T1 0.446 3.000 1.832 3.000 8.278T2 0.437 3.000 6.467 3.000 12.904T3 0.255 3.000 6.667 3.000 12.922T4 0.445 3.000 9.392 3.000 15.837T5 0.441 3.000 6.867 3.000 13.308T6 0.724 3.000 0.000 0.000 3.724T7 0.821 3.000 10.239 3.000 17.060T8 0.936 3.000 6.867 3.000 13.803T9 0.943 3.000 7.899 3.000 14.842
T10 0.953 3.000 4.450 3.000 11.403T11 0.954 3.000 4.912 3.000 11.866T12 0.874 3.000 6.143 3.000 13.017T13 0.884 3.000 0.000 0.000 3.884T14 0.914 3.000 0.000 0.000 3.914T15 0.966 3.000 13.241 3.000 20.207T16 0.967 3.000 0.000 0.000 3.967T17 1.013 3.000 0.000 0.000 4.013T18 1.014 3.000 0.000 0.000 4.014T19 1.039 3.000 0.000 0.000 4.039T20 1.047 3.000 0.000 0.000 4.047T21 1.058 3.000 0.000 0.000 4.058T22 1.062 3.000 0.000 0.000 4.062T23 1.072 3.000 0.000 0.000 4.072T24 1.078 3.000 0.000 0.000 4.078T25 1.084 3.000 0.000 0.000 4.084T26 0.884 3.000 0.000 0.000 4.884T27 0.902 3.000 4.742 3.000 11.644T28 0.886 3.000 12.164 3.000 19.050T29 0.888 3.000 5.651 3.000 12.539T30 0.912 3.000 0.000 0.000 3.912T31 0.911 3.000 6.651 3.000 13.562T32 0.915 3.000 0.000 3.000 6.915T33 0.878 3.000 5.574 3.000 12.452T34 0.245 3.000 6.159 3.000 12.404T35 0.888 3.000 0.000 3.000 6.888
198
TABLA 5.23 REGULACIÓN REDES SECUNDARIAS A 15 AÑOS CIRCUITO 2
TRAFO REGULACIÓN REDPRIMARIA
REGTRAFO
REGULACIÓN REDSECUNDARIA
REGULAC.ACOMETIDA
REGTOTAL
T1 0.1459 3.000 7.252 3.000 13.398T2 0.3449 3.000 5.420 3.000 11.765T3 0.4450 3.000 7.190 3.000 13.635T4 0.4280 3.000 0.000 3.000 6.428T5 0.4265 3.000 0.000 3.000 6.426T6 0.4060 3.000 7.067 3.000 13.473T7 0.4074 3.000 0.000 3.000 6.407T8 0.4604 3.000 0.000 3.000 6.460T9 0.4480 3.000 7.221 3.000 13.669
T10 0.4557 3.000 4.773 3.000 11.229T11 0.4604 3.000 0.000 3.000 6.460T12 0.4619 3.000 8.561 3.000 15.023
TABLA 5.24 REGULACIÓN REDES SECUNDARIAS A 15 AÑOS CIRCUITO 3
TRAFO REGULACIÓN REDPRIMARIA
REGTRAFO
REGULACIÓN REDSECUNDARIA
REG ACOM REGTOTAL
T1 0.1041 3.0000 3.2795 1.5000 7.8836T2 0.1216 3.0000 6.9748 1.5000 11.5964T3 0.2217 3.0000 6.9748 1.5000 11.6965T4 0.1832 3.0000 5.5737 1.5000 10.2569T5 0.2402 3.0000 5.3889 1.5000 10.1291T6 0.2602 3.0000 10.1927 1.5000 14.9530T7 0.2694 3.0000 2.4635 1.5000 7.2330T8 0.2679 3.0000 0.0000 1.5000 4.7679T9 0.2371 3.0000 6.1588 1.5000 10.8959
T10 0.2879 3.0000 5.3273 1.5000 10.1153T11 0.2972 3.0000 10.5469 1.5000 15.3440T12 0.2848 3.0000 5.7738 1.5000 10.5587T13 0.1386 3.0000 5.5737 1.5000 10.2123T14 0.2664 3.0000 5.2503 1.5000 10.0167T15 0.2387 3.0000 0.0000 1.5000 4.7387
En los listados anteriores, aparecen los valores de regulación en el primario de
cada uno de los transformadores de la red, al igual que el valor máximo permisible
tanto de acometidas, como de los transformadores. Sumado a lo anterior
encontramos el porcentaje de regulación en el extremo del ramal más largo de los
circuitos de baja tensión.
199
Esto nos indica cuales son las redes de distribución secundarias que pueden
presentar inconvenientes producidos por la elevada variación de tensión en el
futuro. estos circuitos de baja tensión, son los pertenecientes a los
transformadores: T4. T7, T9, T15 y T28 del circuito 1; T12 del circuito 2; T6 y T11
del circuito 3
Ante este problema, el primer paso que se efectuó en el análisis de
reestructuración de la red fue intentar descargar los circuitos con mayor número
de usuarios y más largos, con transformadores adyacentes, pero esta situación no
fue posible, debido a que los transformadores contiguos a los que presentaban
anomalías por regulación, se encontraban en el límite de su cargabilidad de
acuerdo con el diagnóstico realizado. En otros casos, estas redes de baja tensión,
estaban en zonas muy alejadas, donde no hay más transformadores.
Por tal motivo, el siguiente paso efectuado fue formular el cambio de los
conductores existentes, teniendo en cuenta que el cable que sea sustituido se
pueda utilizar en lo posible en otro circuito.
En cambio, otros transformadores fueron reubicados; también hubo necesidad de
dividir circuitos de baja tensión, o sea que usuarios que eran alimentados por un
mismo transformador, se repartieron en dos, el existente y uno nuevo, situación
que mejoró notablemente la regulación en los extremos de la red secundaria de
estos.
En algunos casos, fue necesario plantear la construcción de tramos de red en
media tensión, tal como se explica más adelante.
A continuación aparece cuales son los cambios que se recomendaron adelantar
en cada uno de los circuitos de baja tensión:
200
Circuito 1 Transformador 4:
Para mejorar la regulación en el extremo más lejano de la red secundaria de este
transformador, se cambió el conductor No 2 Al AWG existente en el tramo 0-6, con
una longitud de 175 metros, por un conductor 2/0 Al AWG, el cual permite una
regulación máxima en este ramal del circuito de 4.93% proyectada a 15 años (ver
anexo 14).
Circuito 1 Transformador 7:
La reestructuración formulada en este circuito consistió en repartir sus usuarios
con otro transformador nuevo de 45 kVA, el cual se debe ubicar sobre la ruta de la
red primaria existente. Este transformador se debe ubicar a 60 metros del
transformador C1 T6 de carga especial en dirección a la subestación. Su función
es la de alimentar a 20 usuarios y su longitud será de 255 metros con conductor
2/0 AL AWG. En la construcción de esta red se debe utilizar el conductor, la
postería y todos los elementos utilizados en la red actual.
El transformador C1 T7 de 45 kVA existente, alimentará a 28 usuarios, su red
secundaria será de 315 metros montada en las mismas estructuras y con el
conductor actual que es 2/0 AL AWG.
La regulación en el extremo más apartado de estos dos transformadores no es
mayor a lo indicado en las Normas ICEL con una proyección de 15 años, tal como
aparece en el anexo 14
Circuito 1 Transformador 9:
Para mejorar la regulación en el extremo más lejano de la red secundaria de este
transformador, se cambió el conductor 2/0 Al AWG existente en el tramo 0-10, con
201
una longitud de 270 metros, por un conductor 4/0 Al AWG, el cual permite una
regulación máxima en este ramal del circuito de 5% proyectada a 15 años (ver
anexo 14).
Circuito 1 Transformador 15:
La regulación en el extremo más lejano de la red secundaria de C1 T15, se mejoró
planteando el cambio del conductor No 2 Al AWG existente en el tramo 5-29, con
una longitud de 420 metros, por un conductor 4/0 Al AWG, el cual permite una
regulación máxima en este ramal del circuito de 4.47% proyectada a 15 años (ver
anexo 14).
Circuito 1 Transformador 28:
Al igual que en C1 T4 y C1 T9, el porcentaje de variación de tensión en el extremo
más lejano de la red secundaria del transformador en cuestión, se procedió a
cambiar el conductor No 2 Al AWG existente en el tramo 0-11, el cual tiene una
longitud de 245 metros, por un conductor 4/0 Al AWG, cambio quel permite una
regulación máxima en este ramal del circuito de 4.24% proyectada a 15 años (ver
anexo 14).
Circuito 2 Transformador 12:
Para mejorar la regulación en el extremo más lejano de la red secundaria de este
transformador, se cambió el conductor 2/0 Al AWG existente en los tramos 0-10 y
10-16, con una longitud total de 310 metros, por un conductor 4/0 Al AWG, el cual
permite una regulación máxima en este ramal del circuito de 4.9% proyectada a 15
años (ver anexo .14).
202
Circuito 3 Transformador 6
Los usuarios de este transformador se repartieron con uno nuevo a instalar a 400
metros del sitio donde se encuentra ubicado C3 T6. Para que sea posible ubicar
en este sitio el nuevo transformador, es necesario construir una ampliación de la
red primaria. Esta inversión se debe de llevar a cabo, puesto que la ciudad de
Puerto Inírida, de acuerdo con información suministrada por la Empresa de
Energía del Guainía, tiende a expandirse por este costado, y en consecuencia,
alargar la red primaria hasta este sitio, permitirá la conexión futura de más
transformadores al sistema de distribución local. El nuevo transformador
abastecerá de electricidad a 38 usuarios, los cuales son de estrato 1. En el anexo
14 encontramos mayor información acerca del diseño eléctrico de la red de este
transformador.
Circuito 3 Transformador 11:
En lo que hace referencia al transformador 7, la reestructuración formulada
consiste en cambiarlo de ubicación, para tener de este modo una mejor regulación
en los extremos del circuito. Este cambio no implica tener que utilizar más
conductor. Este transformador deberá ubicarse a 90 metros del sitio donde se
encuentra en este momento, siguiendo la trayectoria que va hasta la subestación.
(ver anexo 14).
Una vez resueltos los inconvenientes de regulación que se presentan en algunos
circuitos de baja tensión, analizaremos el fenómeno concerniente a la sobrecarga
de los transformadores. Tal como se describe en la sección 5.1.2.3, T1, T3 y T10
del circuito 1 están sobrecargados. Entonces lo que se debe hacer es
reemplazarlos por unos que, además de tener la capacidad de soportar la carga
actual, no presenten sobrecargas en el futuro, motivo por el cual se proyecta la
203
carga actual a ocho años, para comprobar que los transformadores seleccionados
son los correctos:
TABLA 5.25 REPOSICIÓN DE TRANSFORMADORES
TRAFO CAPACIDAD kVA CARGA
ACTUAL kVA
CARGA PROYECTADA
8 AÑOS kVA
TRAFO
SELECCIONADO
C1 T1 45 45.35 57.08 75 kVA
C1 T3 45 58.63 75.96 75kVA
C1 T10 45 45.81 56.98 75kVA
De este modo quedan definidos los nuevos transformadores, los cuales deben ser
adquiridos por la Electrificadora, puesto que no hay ningún transformador de 75
kVA que esté descargado y se pueda reemplazar por los de 45kVA mencionados
anteriormente.
Aunque estos transformadores son los únicos que presentan sobrecarga
actualmente, hay otros que de acuerdo a nuestro análisis, dentro de poco tiempo
deben ser reemplazados. Por tal motivo, elaboramos una programación de
sustitución de transformadores en la medida que estos se sobrecarguen con el
paso del tiempo:
TABLA 5.26 PLAN DE REPOSICIÓN DE TRANSFORMADORES
TRAFO CAPACIDAD
kVA
CARGA
kVA
CARGA 8
AÑOS kVA
AÑO REPOSICIÓN TRAFO
SELECCIONADO
C1 T2 30 27.67 37.97 3 45 kVA
C1 T4 45 43.98 56.98 1 75 kVA
C1 T5 45 41.21 56.55 3 75 kVA
C1 T12 75 68.61 94.15 4 112.5 kVA
C1 T15 45 40.75 55.93 3 75 kVA
C1 T28 45 42.05 56.06 2 75 kVA
C1 T29 75 63.65 95.23 6 112.5 kVA
C2 T1 75 66.06 90.66 3 112.5 kVA
C3 T2 45 39.65 54.42 3 75 kVA
204
C3 T7 30 25.62 36.19 4 45 kVA
C3 T14 45 38.08 53.78 4 75 kVA
Vale la pena aclarar, que en este plan de reposición de transformadores, no se
contempla la sustitución por situaciones distintas a la sobrecarga, por tal motivo,
los transformadores a cambiar pueden ser muchos más.
5.2.2 Reestructuración de la Red Primaria
como se ha analizado con anterioridad, la red de media tensión del sistema de
distribución de Puerto Inírida se encuentra en buen estado. Sin embargo es
necesario construir un tramo de 420 metros de red de 13200 voltios para hacer
posible el montaje de un nuevo transformador de 30 kVA. Esta construcción
deberá realizarse utilizando 5 estructuras 511, 2 estructuras 513 y 1 estructura de
retención 550, en la cual irá montado el transformador. Estas estructuras deberán
montarse en 8 postes de concreto de 12 metros, los cuales se hincarán en los
hoyos ya existentes de los postes de baja tensión. El conductor que se debe
utilizar es Raven 1/0 ACSR AWG por cada fase. El transformador debe ir
aterrizado con una varilla coperwell de 1.2 metros de longitud, conectada por
medio de un alambre de cobre desnudo No 6.
5.3. Análisis de Costos de la Reestructuración
En esta sección elaboraremos el presupuesto de la reestructuración planteada en
el presente capítulo, el cual será evaluado para determinar su viabilidad
económica. Esta viabilidad se determinará comparando las pérdidas que se
presentarían con la configuración actual, contra las pérdidas de energía
resultantes en el sistema después de reestructurar los circuitos de baja tensión,
tal como está indicado en la sección anterior. La comparación se efectuará en un
periodo de tiempo de 15 años
205
El presupuesto de la reestructuración se hará independiente para cada uno de los
circuitos de los transformadores que son objeto de cambios, del siguiente modo:
COSTO DE LAS REDES DE BAJA TENSIÓN
Red del Transformador C1T4
TABLA 5.27 COSTO DE REESTRUCTURACION C1T14
DESRIPCIÓN UN CANT MATERIAL MANO DE OBRA SUBTOTALSuministro, trans, tendido ytensionado cond Al 2/0AWG
mX3 525 1901025 190102.5 2091127.5
Suministro, trans, tend y tensionadocond Cu 6 AWG THW
mX2 350 1267350 126735 1394085
TOTAL B.T 3485212.5
Red del Transformador C1T9
TABLA 5.28 COSTO DE REESTRUCTURACION C1T9
DESRIPCIÓN UN CANT MATERIAL MANO DE OBRA SUBTOTALSuministro, trans, tend y tensionadocond Al 4/0AWG
mX3 810 2933010 293301 3226311
Suministro, trans, tend y tensionadocond Cu 6 AWG THW
mX2 540 1955340 195534 2150874
TOTAL B.T 5377185
Red del Transformador C1T15
TABLA 5.29 COSTO DE REESTRUCTURACION C1T15
DESRIPCIÓN UN CANT MATERIAL MANO DE OBRA SUBTOTALSuministro, trans, tend y tensionadocond Al 4/0AWG
mX3 1260 4562460 456246 5018706
Suministro, trans, tend y tensionadocond Cu 6 AWG THW
mX2 840 3041640 304164 3345804
TOTAL B.T 8364510
Red del Transformador C1T28
TABLA 5.30 COSTO DE REESTRUCTURACION C1T28
DESRIPCIÓN UN CANT MATERIAL MANO DE OBRA SUBTOTALSuministro, trans, tend y tensionadocond Al 4/0AWG
mX3 735 2661435 266143.5 2927578.5
206
Suministro, trans, tend y tensionadocond Cu 6 AWG THW
mX2 490 1774290 177429 1951719
TOTAL B.T 4879297.5
Red del Transformador C2T12
TABLA 5.31 COSTO DE REESTRUCTURACION C2T12
DESRIPCIÓN UN CANT MATERIAL MANO DE OBRA SUBTOTALSuministro, trans, tend y tensionadocond Al 4/0AWG
mX3 735 2661435 266143.5 2927578.5
Suministro, trans, tend y tensionadocond Cu 6 AWG THW
mX2 490 1774290 177429 1951719
TOTAL B.T 4879297.5
COSTO DE LA RED DE MEDIA TENSIÓN
TABLA 5.32 COSTO DE REESTRUCTURACION RED MEDIA TENSION
DESRIPCIÓN UN CANT MATERIAL MANO DE OBRA SUBTOTALSuministro, trans, instalación de herrajesy accesorios para estructura tipo 511
GL 5 152117 22817.55 174934.55
Suministro, trans, instalación de herrajesy accesorios para estructura tipo 513
GL 2 211743 31761.45 243504.45
Suministro, trans, instalación de herrajesy accesorios para estructura tipo 550
GL 1 247351 37102.65 284453.65
Suministro, trans, tendido de 3 condACSR 1/0 AWG
mx3 420 7350840 1102626 8453466
Suministro, trans, ahoyada, aplomada,hincada de poste 12 m 510 Kg concreto
UN 8 3180256 477038.4 3657294.4
TOTAL 12813653.1
COSTO DE LOS TRANSFORMADORES
TABLA 5.33 COSTO DE REPOSICION DE TRANSFORMADORES
DESRIPCIÓN UN CANT MATERIAL MANO DE OBRA SUBTOTALSuministro, trans, montaje, conexionado,pruebas y puesta en servicio detransformador trifásico 30 kVA yprotecciones
UN 1 4246000 424600 4670600
Suministro, trans, montaje, conexionado,pruebas y puesta en servicio detransformador trifásico 45 kVA yprotecciones
UN 1 4840000 484000 5691840
Suministro, trans, montaje, conexionado, UN 4 23280000 2328000 25608000
207
pruebas y puesta en servicio detransformador trifásico 75 kVA yprotecciones
TOTAL 35602600
Los costos de materiales incluyen transporte a la zona y los costos de mano de
obra propios de la región (se ha tomado el 10% del costo de los materiales de
acuerdo a recomendación efectuada por ingenieros contratistas de la
electrificadora).
Resumen :
• Red Baja Tensión Miles $26.985
• Red Media Tensión Miles $12.837
• Transformadores Miles $35.026
TOTAL Miles $75.424
Disminución de Pérdidas en los Circuitos de Baja Tensión Reestructurados:
El objetivo fundamental de llevar a cabo reestructuraciones eléctricas en redes de
distribución, es el de mejorar la calidad de la energía que se entrega a los
usuarios, pero además, trae beneficios económicos al operador del sistema,
puesto que disminuye pérdidas de potencia, las cuales se traducen en ahorro de
dinero. Es por tal motivo que presentamos un balance de la disminución de las
pérdidas de potencia, producto de la reestructuración propuesta, con sus
respectivos beneficios económicos (15).
La siguiente tabla nos muestra el beneficio económico de la reestructuración
respecto al estado actual, analizando independientemente los circuitos de baja
tensión objeto de nuestro análisis. Las cantidades que allí aparecen son el
resultado del siguiente cálculo:
208
hFE CPOTAHORRO ××∆=
donde:
EAHORRO: energía ahorrada en un año de servicio de la red con la reestructuración
∆POT: diferencia entre las pérdidas de potencia pico de los circuitos actuales y las
pérdidas de los circuitos reestructuradas
FC: Factor de carga (0.446)
h: horas al año en que presta servicio la red (5840 horas/año)
TABLA 5.34 AHORRO DE PÉRDIDAS DE POTENCIA $/kWhaño
AÑO C1T4 C1T7 C1T9 C1T15 C1T28 C2T12 C3T6 C3T11 TOTAL AÑO0 637.11 432.23 284.46 562.66 483.95 163.68 236.18 258.38 3058.651 601.57 408.11 268.59 531.27 456.95 154.55 223.00 243.97 2889.012 568.01 385.34 253.60 501.63 431.45 145.93 210.56 230.36 2728.893 536.32 363.85 239.45 473.65 407.38 137.79 198.81 217.51 2577.764 506.40 343.55 226.10 447.22 384.66 130.10 187.72 205.37 2435.125 478.15 324.38 213.48 422.27 363.20 122.84 177.25 193.92 2300.496 451.47 306.28 201.57 398.71 342.93 115.99 167.36 183.10 2173.427 426.29 289.20 190.33 376.47 323.80 109.52 158.02 172.88 2053.508 402.50 273.06 179.71 355.47 305.74 103.41 149.21 163.24 1940.339 380.05 257.83 169.68 335.64 288.68 97.64 140.88 154.13 1833.53
10 358.85 243.45 160.22 316.91 272.58 92.19 133.02 145.53 1732.7411 338.83 229.86 151.28 299.23 257.37 87.05 125.60 137.41 1637.6312 319.92 217.04 142.84 282.54 243.01 82.19 118.59 129.75 1547.8813 302.08 204.93 134.87 266.77 229.45 77.61 111.98 122.51 1463.2014 285.22 193.50 127.35 251.89 216.65 73.28 105.73 115.67 1383.2915 269.31 182.70 120.24 237.84 204.57 69.19 99.83 109.22 1307.90
6862.08 4655.32 3063.76 6060.18 5212.36 1762.96 2543.74 2782.94 32943.34
El costo total de la energía en el año cero se halla de la siguiente forma:
AHORROesrtkWh ECC ×= )(0
donde:
209
CkWh (estr): es el costo por kilovatio hora de acuerdo al estrato al que pertenecen los
usuarios del circuito. Los costos de la energía son de 85.17 $/kWh para el estrato
1 y 108.73 $/kWh para el estrato 2.
Para los años diferentes al cero del proyecto, este costo se obtiene de la siguiente
manera:
n
cnn
dn iEiCC )1()1(0 +×+= −
donde:
n: año del proyecto
Cn: costo del kilovatio hora ahorrado en el año n del proyecto
En: energía en el año n del proyecto
id: tasa de descuento del 9% (según resolución CREG 99/97)
ic: tasa de crecimiento de la demanda (ver capítulo 3)
De acuerdo con lo anterior, tenemos que la inversión que se debe hacer en cuanto
a la red de baja tensión se refiere, se recuperará en el año 11 del proyecto con el
ahorro de pérdidas de energía. Este tiempo lo calculamos sumando la última
columna de la tabla 5.34, en la cual se encuentra el valor en miles de pesos de la
energía ahorrada por efecto de la reestructuración propuesta, hasta llegar al valor
de la inversión que se debe realizar, del siguiente modo:
07,376985.2607,361.27 =−
en donde sabemos que 26.985 son los miles de pesos que se deben invertir en la
reestructuración de la red de baja tensión y 27.361,07 resulta de la suma
mencionada anteriormente, hasta el año 11 del proyecto.
210
En este análisis no se tienen en cuenta los costos de reposición de
transformadores, puesto que esta se debe adelantar independientemente de que
se efectúe la reestructuración de la red.
5.4 Resultados de la Valoración
Tomando como base el anterior análisis económico, podemos deducir que es
conveniente llevar a cabo la reestructuración de la red secundaria de distribución
de Puerto Inírida, puesto que además de mejorar el servicio a los usuarios, genera
un ahorro en cuanto a pérdidas de energía se refiere.
Sin embargo, este ahorro de pérdidas de potencia cuando se traduce en dinero,
no es tan significativo como quisiéramos , debido al bajo dinero que pagan los
usuarios por el servicio energético; recordemos que los usuarios del servicio
eléctrico de esta ciudad son subsidiados por el estado. Aunado a esta situación,
está el elevado costo de los materiales eléctricos en la región, situación que deriva
de la lejanía de esta población, de centros urbanos como Bogotá.
A pesar de las desventajas citadas en el párrafo anterior, la reestructuración de la
red se debe de llevar a cabo, porque es viable económicamente. Y además de ser
una fuente temporal de empleo, se constituye en un elemento que contribuye
significativamente al fortalecimiento de la infraestructura energética de la ciudad
de Puerto Inírida.
210
CONCLUSIONES
La elaboración del estudio de reestructuración del sistema eléctrico de Puerto
Inírida, nos ha permitido poner en práctica algunos conocimientos adquiridos a lo
largo de nuestros estudios profesionales, también nos ha motivado a investigar y
adentrarnos en temas que nos eran ajenos hasta antes de comenzar el Proyecto
de Grado.
Además, tuvimos la oportunidad de trabajar en un escenario real, el cual difiere
notoriamente de los diseños y proyectos que ase realizan en las asignaturas de la
carrera, o a los casos descritos en los textos. Aunado a esta situación, estaba la
limitante económica, la cual nos exigía elaborar nuestros diseños buscando
siempre el menor costo, aunque cumpliendo claro está, con todas las normas que
exigen las electrificadoras. Sin embargo, estamos seguros que las ideas
plasmadas en este documento, se ajustan a los parámetros técnicos requeridos
por la central y la red en cuestión, sin sobrepasar los límites impuestos por la
escasez de recursos económicos, dando como resultado final la viabilidad de esté
proyecto, ya que se propone un mejoramiento de la situación actual de los
sistemas de generación y distribución en la Ciudad.
Es un hecho que las mejoras propuestas en todo el sistema eléctrico de Puerto
Inírida planteados en este estudio, traerían inmensos beneficios a los usuarios del
servicio, en el evento en que fuera implementado, puesto que de este modo,
mejoraría notablemente la calidad de la energía. A los operadores del sistema
también les representaría beneficios, puesto que, respecto al sistema de
distribución, este disminuiría sus pérdidas de energía.
211
En cuanto a la central de generación podemos agregar que se recomendó la
alternativa dos, que propone utilizar los dos generadores existentes por un tercero
de iguales características, ya que ésta brinda mayores beneficios técnicos y
económicos; también se presentarán ahorros significativos de combustible,
aceites, filtros, y demás elementos puesto que se presenta un plan para llevar a
cabo un mantenimiento preventivo de los grupos electrógenos. Se recomienda
colocar un Sistema contra incendios y de extintores, para brindar mayor seguridad
a los operarios y a los equipos de generación.
En cuanto a la reestructuración del Sistema de distribución se formulan estrategias
para mejorar la red actual, buscando que la inversión realizada sustituya la
operación deficiente que ocurre en la actualidad y genere un ahorro en cuanto a
pérdidas de energía se refiere.
211
BIBLIOGRAFÍA
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