Tema 1 Planeamiento de sistemas de distribución. 2007... · Aunque parezca que no vale la pena,...

. Distribucion de energia electrica

1

Tema 1

Planeamiento de sistemas de distribución. Veamos una red eléctrica, incluye un sistema de generación, con sus plantas generadoras y

transformadores elevadores, un sistema de transmisión con sus líneas de transporte y transformadores, y un sistema de distribución, también líneas y transformadores.

El sistema de distribución puede considerarse que inicia en una estación eléctrica de potencia con transformadores, y líneas de subtransmisión, que llegan a subestaciones de distribución con otra transformación (a media tensión) circuitos primarios, derivaciones, transformadores de distribución, y red secundaria que llega a los usuarios.

Es necesario resolver los distintos niveles de esta red logrando optimizar las soluciones en cada caso adoptadas. Considerando que en la búsqueda de optimizaciones parciales no se debe olvidar la optimización global del proyecto, tanto inicial como en el tiempo considerando el futuro crecimiento de la red, que deberá adaptarse siempre a un futuro lejano e incierto.

Aunque la nomenclatura que se usa es muy dependiente de la jerga local se indicaran en la siguiente tabla algunas definiciones para identificar componentes del sistema de distribución. Tabla - Clasificación funcional de los componentes del sistema de distribución

Transformador de estación de potencia (principal).

Recibe potencia del sistema de transmisión la transforma y la entrega a la tensión de subtransmisión.

Sistema de subtransmisión. Circuitos que salen de la estación principal y alimentan las subestaciones de distribución.

Subestación de distribución. Recibe potencia del sistema de subtransmisión la transforma y la entrega a la tensión de los alimentadores primarios

Alimentador primario Circuitos que salen de las subestaciones de distribución y alimentan los transformadores de distribución

Transformador de distribución Transforma a la tensión de utilización

Red secundaria y servicios Distribuye potencia a los consumidores

Es importante esquematizar una clasificación de la carga que se alimenta, la siguiente tabla clasifica Tipos de cargas Tabla - Tipos de cargas Residencial Urbana Suburbana Rural Comercial Zona de centro ciudad Zona comercial Edificios comerciales Industrial Pequeñas plantas Grandes plantas Aunque los valores que siguen solo deben tomarse en modo indicativo, sirven para caracterizar áreas de distribución de energía eléctrica


2

Tabla – densidades de carga KVA / km2

Tipo de área Densidad en kVA/km2

Residencial baja densidad - área rural 4 - 100

Residencial media densidad - área suburbana 100 - 500

Residencial alta densidad - área urbana 400 - 2000

Residencial muy alta densidad - área totalmente electrificada

5000 - 7500

Comercial 4000 - 100000

La vida del hombre se desarrolla mirando adelante, se responden preguntas, que hacer mañana, en un mes, en un año, o mas allá, los 10 años son una esperanza, un sueño.

La vida de un país pujante piensa en un año, en 10 en 100 y más, ya que los hombres se suceden y el país permanece.

Si bien el futuro es incierto, es necesario plantear un futuro posible, y este pondrá a la vista necesidades cuya satisfacción requiere a veces algún año de preparación, pensemos en el antiguo Egipto, sus años de vacas gordas y de vacas flacas obligaron a planear, construir para guardar…

Se planean las obras del futuro, una mezcla de sueño para el futuro lejano y urgencia para el futuro próximo. Indudablemente los sueños del futuro ayudan a construir el futuro, así se plantean obras, se comienzan a construir, se terminan (o no!), se utilizan (o no!), se aprovechan (o no!), se saturan (o no!), se deben replantear.

Concretemos en nuestro tema, frente a una red que debe planearse se presentan distintos estados iniciales:

Se puede tratar de un área que ha crecido sin planes, sin control, y para ella se desea una red nueva bien planteada y que prevea la expansión futura, siendo un área con servicio eléctrico su densidad de carga es conocida, la nueva red provocara un incremento inmediato de cargas inhibidas por el mal servicio que daba la vieja red, por otra parte la red deberá ser satisfactoria por muchos años en los que crecerá la carga individual y aparecerán nuevos usuarios, el proyecto debe tener un estado final que permita alimentar las cargas futuras, e inicialmente se harán parte de las obras para que en el estado inicial se tenga optimo servicio, y se dejaran las previsiones para acompañar el desarrollo a medida que el consumo lo exija.

Aunque parezca que no vale la pena, también en áreas que fueron bien planeadas y se desarrollaron correctamente, puede ser útil plantear un estudio como arriba sugerido, quizás de este estudio se llegue a concluir que conviene ir haciendo cambios importantes, tratando de aprovechar más los adelantos tecnológicos, u otras acciones, como por ejemplo cambiar de tensión.

Necesitamos anticiparnos al futuro, antes de la crisis aparezca y colapse lo que hay. El crecimiento. El desarrollo libre de obstáculos, genera necesidades y nos obliga a anticipar el futuro. Al soñar lo que se necesita nos basamos en como crece la carga, como aumenta la superficie que nuestra obra debe cubrir., son ideas que hacen tomar forma (si se realizan las obras) a nuestra realidad de mañana

Factores que afectan la planificación del sistema.

El problema general de diseño de una red implica definir - La red de baja tensión (secundaria). - Las estaciones secundarias, cabinas, centros de potencia de media y baja tensión. - El sistema de distribución en media tensión (primario). - Las estaciones primarias de alta a media tensión. - El sistema de transmisión o subtransmisión en alta tensión.


3

Los casos que se presentan, en general enfocan a una parte este problema, ya que siempre se encuentran condiciones previas. El estudio se puede hacer desde la baja tensión hacia la alta, o en sentido contrario.

Una serie de factores que intervienen en el diseño de la red se encuentran bajo el control del proyectista, la elección de unos fija el valor de otros.

Una enumeración de datos y variables que de ninguna manera pretende ser exhaustiva muestra la amplitud y complicación del problema. - Tensión primaria. - Carga por usuario - Factor de potencia. - Corriente de arranque - Factor de potencia. - Distancia entre usuarios, y topología de la red. - Máxima sobrecarga de cada transformador. - Máxima caída de tensión. - Máxima variación de tensión por arranque. - Factor de pérdidas. - Costo de pérdidas en el hierro y en el cobre. - Factor de capitalización. - Cantidad de usuarios alimentados por un transformador. - Diversificación de la demanda en función del número de usuarios. - Tamaños de conductores de distribución, resistencia y reactancia de los conductores. - Costos de instalación de los conductores. - Potencias nominales de los transformadores. - Costos de instalación de los transformadores. - Resistencia, reactancia, pérdidas en el hierro de los transformadores. - Costos en transformadores, cables, pérdidas y total. - Costo por usuario.

La enumeración corresponde solo al conjunto: transformadores de distribución-red secundaria. Datos y resultados similares se tendrán para la red primaria, y también para el sistema de

transmisión. La elección acertada de algunos factores optimiza el diseño de la red. El diseño óptimo de la red puede quedar definido con distintos criterios, el criterio normalmente

adoptado es económico, respetándose condiciones técnicas mínimas. Por ejemplo se puede optimizar el conjunto de transformadores de distribución y red secundaria

(de baja tensión). En el estudio se puede incluir la distribución primaria y las estaciones primarias.

También puede incluirse el sistema de transmisión. Con el correcto diseño de la red se trata de obtener: - Calidad aceptable del servicio dado a los usuarios. - Economía de diseño de la red de distribución. - Combinación óptima de tensiones de transmisión o subtransmisión y tensiones de alimentadores, para satisfacer la expansión. - Correcto dimensionamiento de los circuitos con aceptable utilización de los componentes. - Selección de los puntos del sistema donde deben preverse económicamente regulaciones de tensión.

En una red, en la cual se encuentran definidas las cargas y su ubicación, al adoptarse una configuración geométrica quedan definidas las cargas en los distintos elementos.

La adopción de una tensión define la corriente en cada elemento (línea). La adopción de los parámetros de los elementos definen las caídas de tensión. Se trata de estudiar como los cambios en un parámetro o variable influyen en los restantes.

Veamos entonces el dato más importante que afecta el planeamiento de una red: • carga actual • crecimiento de la carga • aumento del numero de cargas • modificación de cargas por situaciones especiales (depende del desarrollo de algunos clientes)


4

El crecimiento que se plantea debe tener una opción optimista y una opción pesimista, en base a la que hoy puede preverse. Las condiciones inmediatas se pueden prever con la tasa de crecimiento actual, pero las condiciones del futuro deben considerar tasas de crecimiento basadas en periodos representativos, largos, el futuro lejano puede ser victima de la saturación, o de la aparición de otras opciones que compiten.

Fijadas las cargas se debe buscar la red que las satisface, sin bajar a detalles menores, estos serán objeto de trabajos al momento de construir.

Podemos clasificar las redes en dos tipos, aquellas para las cuales las cargas pueden suponerse puntuales, de valor y ubicación definidas, y aquellas en las cuales la carga sigue una ley de distribución continua en la superficie del plano en el cual debe realizarse la distribución de energía.

Las redes del primer tipo son concretamente las que corresponden a industrias, mientras que las del segundo tipo corresponden a distribución urbana.

Modelos de planeamiento.

Hemos descripto el planeamiento como un sueño futuro, quien debe soñar?, ha habido distintos soñadores, ya en el estado, ya en la actividad privada, la abundancia de recursos ha hecho soñar obras faraónicas, sin un cuidadoso análisis de cual podía ser su rendimiento, cuanto podían rendir, cuanto podían funcionar, cuanto iban a costar, la consecuencia es que los recursos se orientaron mal, y otras obras que podían rendir mas no se pudieron hacer.

El mal planeamiento con sus frutos hizo que el planeamiento se desacreditara, se descalifico (cuando lo que había que haber descalificado eran algunos planificadores), y apareció un forma de planeamiento que justifica decisiones que se basan en lo inmediato, pero afectan el futuro, esto se llama mercado, las leyes del mercado...

Sin embargo aun con las leyes de mercado se plantea la necesidad de planear, la justificació n económica de lo que se planea se analiza a la luz de las leyes del mercado, pero las hipótesis que soportan la obra que se sueña y su justificación se basan en fuertes razones técnicas... en un buen planeamiento, una buena concepción técnica puede generar un excelente negocio, pero un engendro, no puede conducir a una solución técnica correcta y el negocio no será tal, al menos a largo plazo.

No se puede pretender que el mercado, que tiene una visión de corto plazo, planee soluciones cuya vida debe ser de decenios. Frente a una ciudad que crece, que se desarrolla, que plantea necesidades, y concentrándose solo en el tema eléctrico, tenemos que anticiparnos al futuro, a que aparezca la crisis, a que se derrumbe lo que hay.

En el soñar lo que se necesita nos basamos en como crece la carga, como aumenta la superficie que nuestra obra debe cubrir. Debemos plantear un estado futuro, hipótesis, encontrar una solución técnica para el futuro, y luego retrocediendo como unir lo que tenemos hoy con ese futuro todavía lejano.

La realidad se sigue desarrollando, se construyen las obras indispensables (prioritarias) y que se integran al servicio, algunas obras superadas se pueden demoler.

Mientras la realidad avanza quizás no tiende al futuro soñado, es necesaria una nueva proyección del futuro, y una nueva búsqueda de la solución final óptima, y nuevas etapas intermedias que optimizan el planeamiento.

Como también el planeamiento es un costo, pero es un costo cuyo beneficio aparece en el futuro lejano, el conseguir máximo provecho inmediato plantea el ahorro de este trabajo... La escuela de mercado ha orientado hacia la búsqueda de soluciones económicas en el breve plazo ha confundido economía con costos bajos (confirmando una vez mas que lo barato sale caro).

Es así que la vida de las soluciones económicas (mal entendidas) es efímera, y el excelente negocio de breve plazo, se transforma en una carga pesada al poco tiempo, esto se observa tiempo después, cuando ya no hay posibilidad de corregir.

Hagamos un ejemplo, dos líneas unen generación y carga transmitiendo 3000 MW, el crecimiento es tal que a los 10 años se construye una tercera línea, y a los 5 años una cuarta... las obras son cada vez mas rápidamente amortizadas, se aprovechan mas rápidamente, pero las inversiones son cada vez mas frecuentes, las soluciones técnicas deben ser cada vez mas rápidas (y en consecuencia de visión mas corta), no se pago un crédito que hay que contraer otro... estos hechos denuncian que la solución es equivocada.


5

Las obras chicas se pueden construir, y reemplazar con cierta frecuencia, las obras ciclópeas, no, estas se deben hacer de tanto en tanto ya que su construcción afecta fuertemente la vida y el ambiente.

Técnicas actuales.

Se trata de hacer un planeamiento, y pensemos en una distribución de energía eléctrica que es nuestro tema. Una forma interesante de conducir estos estudios es identificar la distribución de cargas, el punto de ingreso de la energía (o los puntos) y olvidar todo el resto proyectando un sistema de distribución totalmente nuevo, el resultado de este trabajo se superpone a lo existente, y entonces se decide que partes de lo existente se reemplazan, y que se puede aprovechar (por ejemplo las áreas de los centros de carga, las canalizaciones, los espacios de las líneas aéreas…).

Otro posible estado inicial que se presenta excepcionalmente es una ciudad que se planea en la nada, totalmente nueva, y que requiere una red eléctrica planeada con un criterio acorde.

Los datos básicos, como densidad de carga se pueden extraer de áreas existentes similares (la similitud debe incluir el clima y los hábitos de la población, pena de cometer graves errores).

Planteamos finalmente un estado futuro, hipótesis, y encaramos una solución técnica para ese futuro (con lo que sabemos hoy), retrocediendo tenemos que lograr unir lo que hoy tenemos con ese futuro (hipotético), así se hace el plan.

Mientras la realidad se sigue desarrollando, y algunas obras indispensables a las que se les ha dado prioridad, se construyen y se integran al servic io, obras superadas (obsoletas) se retiran del servicio y se demuelen.

Si la realidad que avanza, no tiende al futuro planeado, es necesaria una nueva proyección de futuro, y una nueva búsqueda de soluciones óptimas en el largo plazo, no se debe creer que el planeamiento no sirve, se lo debe rehacer, tratando de orientarse mejor hacia el futuro.

Como se trabaja frente una realidad cambiante, se inicia con un planteo de cómo la realidad puede evolucionar, se hacen hipótesis de crecimiento partiendo de lo actual, dos años, 5, 10, 20... Se trata de resolver el problema final en forma general, buscar la solución de 10 que mejor se adapte, la solución de 5 que queda incluida en la de 10, y que si se tarda en construir un par de años... siempre se debe considerar que desde que se decide una construcción hasta que esta terminada puede pasar un periodo importante, años...

Quizás necesitemos una solución a dos años, esta debe ser inmediata, pero es importante que lo que hacemos así, sea aprovechado en la solución de 5 años, de lo contrario podemos estar despilfarrando recursos.

Para la solución de 20 años que quizás corresponde a 4 veces la carga, no tiene sentido pensar en conservar obras actuales, esa solución debe ser totalmente libre, aunque los espacios que es cada vez más dificultoso obtener, quizás la condicionen en demasía.

A medida que nos acercamos a la solución de más breve plazo notamos la mayor dependencia de la realidad actual, no siendo posible una renovación total, que implica una inversión excesiva.

La solución de 20 años debe ser grosera, no debe bajar a detalles que la técnica en ese largo tiempo seguramente cambiará, la solución de breve plazo en cambio debe resolver los problemas al detalle, el paso siguiente es su construcción.

Al trabajar en esta forma se da la correcta prioridad y envergadura a las obras que se requieren de vez en vez, pasada la etapa constructiva inmediata, pasados un par de años, los cambios aparecidos al azar, pueden distorsionar las esperanzas, y se observa conveniente el desarrollo de un nuevo plan ajustado para los siguientes 2 y 5 años.

El inconveniente de esta modalidad es el gran trabajo de planeamiento que se repite, y el secreto esta en minimizar el trabajo indispensable, solo debe hacerse lo que ayuda a la correcta evaluación de los pasos que se han de dar.

El trabajo de detalle solo debe hacerse para el futuro inmediato. A veces se presentan cambios tecnológicos importantes que obligan a replantear el plan, a veces la crisis obliga a frenar el desarrollo. Las situaciones de crisis pueden afectar decisiones del futuro inmediato, invitando a demorar las obras, pero si la crisis se resuelve se hace imposible recuperar el tiempo perdido para la obra.


6

El trabajo de planeamiento es un trabajo de escritorio... los tiempos de crisis, cuando no se hace nada, son ideales para desarrollar esta actividad, quizás por la crisis los 20 años del planeamiento se alejen... pero llegaran a los 40, o quizás superada la crisis se anticipen, lleguen a los 15 o a los 10.

Planeamiento en el futuro.

Una cara tiene cierta evolución en el tiempo, también se notan ciertos incrementos en el área, cuando lo que ocurre es un incremento de superficie se plantea una red nueva Si en cambio lo que se presenta es evolución en el tiempo se deben integrar obras nuevas a lo existente.

El planteo se debe hacer para una situación futura razonable, en distribución se debe mirar a 10 o 20 años adelante, esto significa, pensando que la carga crece con cierta tasa anual, un incremento de cara que puede llegar al doble o mas.

Supóngase conocer un área en la que se conoce la distribución de carga por unidad de superficie. En el área se distribuyen centros de suministro, cada uno cubre cierta superficie, tiene cierto radio de acción, las áreas no se superponen, entre un área y otra se tiene una frontera, los círculos que corresponden a cada centro se deforman y convierten en polígonos. El trazado de calles, los límites de propiedad tienen relación con esas fronteras.

Otro problema que se presenta es que planeamos para una carga mayor (quizás doble o mas) entonces la potencia efectivamente necesaria en cada centro debe ser menor, y se incrementara con el crecimiento de la carga. Otra posibilidad es asociar las áreas de a dos, instalar un solo centro, al tiempo se instalara el segundo, quizás el tercero. Quien planifica debe adivinar cual es la mejor solución.

En general se tiende a reducir la primera inversión, pero este criterio no debe representar encarecimiento futuro, por esto es muy importante planear para la situación final, y luego identificar la necesidad presente.

Una vez que hemos identificado la distribución de centros de carga, aparecen dos problemas, la red que debe llegar a todos los usuarios y la red que desde la fuente de energía debe llegar a todos los centros.

También este problema merece un análisis, se proyecta la red final, se busca lo que inicialmente mas conviene, teniendo presentes las reservas que se deben hacer para el futuro.

El fruto de este trabajo de planeamiento debe quedar bien documentado, para que cuando se presenta la necesidad de construir las obras y desarrollar la ingeniería de detalle no queden dudas de lo que se debe hacer.

El planeamiento no debe entrar en las soluciones de detalle que seguramente en el transcurso del tiempo perderán vigencia victimas del progreso tecnológico (tanto en componentes como en materiales).

El producto del planeamiento es un mapa geográfico (topográfico) donde pueden identificarse los recorridos de la red de las líneas eléctricas y los centros de carga. Otro producto es un plano esquemático que muestra las posibles conectividades, y los caminos que sigue la energía de fuentes a consumos.

Podríamos pensar en ver esto como una imagen de la realidad actual, lo que significa un gran trabajo de relevamiento (el fruto es un documento imagen de la realidad) y sobre esta realidad se hacen agregados que deben satisfacer las necesidades futuras que se van previendo.

Disponer de esta documentación permite encarar el problema en muchas formas, con objetivo de mejorar la distribución, se dispone de una excelente base de información para desarrollar distintas simulaciones, variar conductores, variar centros de carga, variar conectividad, manteniendo las cargas y las fuentes se pueden hacer variantes en busca de optimizaciones.

Si se dispone de la red imagen, y aparecen incrementos de carga, o nuevas cargas, se pueden simular sus efectos, calculando variaciones de perdidas, de caídas de tensión, de costros que corresponden por la nueva situación planteada.

Automación del sistema de distribución.

Características de las cargas. Es útil disponer de un diagrama que muestra como se comporta la carga en el tiempo ver por ejemplo el

diagrama cargah.gif, que corresponde a una simulación de la variación de carga de grupo de usuarios domiciliarios.


7

Demanda de un sistema es la carga promedio en el receptor durante un lapso especificado. La carga considerada puede ser potencia activa, reactiva, aparente o ser representada con

corriente. Para dimensionar los elementos que componen una instalación eléctrica, es necesario conocer los

efectos térmicos sobre los elementos, y éstos dependen de las constantes de tiempo; el concepto de demanda permite determinar los factores que sirven de base en el dimensionamiento.

Dado un diagrama de potencia en función del tiempo en general a medida que aumenta el lapso en el cual se determina la demanda disminuye el valor de ésta.

Es fácil constatar que el valor de la demanda para un mismo lapso depende del instante en el cual se inicia la determinación.

La máxima demanda en una instalación es el mayor valor que se presenta en un lapso especificado.

En general para un grupo de cargas la máxima demanda de cada una de ellas no coincide con otras, en consecuencia la máxima demanda del grupo es menor que la suma de las máximas demandas individuales.

El factor de demanda es la relación entre la máxima demanda de un sistema y la carga total conectada al sistema.

La carga total conectada es la suma de la carga continua de todos los aparatos consumidores conectados al sistema.

Factor de utilización es la relación entre la máxima demanda de un sistema y la capacidad nominal del sistema (o de un elemento).

La capacidad de un elemento está dada por la máxima carga que se puede alimentar, y que puede estar fijada por condiciones térmicas, o por otras consideraciones, como por ejemplo caídas de tensión.

Supongamos un grupo de cargas de las cuales conocemos: - D la máxima demanda del grupo. - Ci la capacidad de cada uno de los consumidores. - Co capacidad del sistema. Fdemanda = D / Sumatoria (Ci) Futilización = D / Co El factor de diversidad es la relación de la suma de las máximas demandas individuales de varias

partes de un sistema y la máxima demanda del sistema. Siendo Di máxima demanda de la carga i. Fdiversidad = Sumatoria (Di) / D Factor de coincidencia es la inversa del factor de diversidad. Se denomina diversidad de carga a la diferencia entre la suma de las máximas demandas de las

cargas individuales y la máxima demanda del grupo. Diversidad = Sumatoria (Di) - D = D * (Fdiversidad - 1).


8

Si se define la contribución de cada carga a la máxima demanda se tiene D = Sumatoria (Ci * Di) Si todas las cargas son iguales: Fcoincidencia = Sumatoria (Ci) / n Si en cambio todos los factores de contribución son iguales Fcoincidencia = C El factor de carga es la relación entre la carga promedio y la carga de pico en un lapso

especificado. F de carga = p / Pmáx p = (1/T) integral entre 0 y T de P (t) dt El factor de pérdidas es la relación entre las pérdidas promedio y las perdidas que corresponden al

pico en un lapso especificado. El diagrama de cargas antes visto cargah.gif se puede ordenar, y razonando en valores relativos se

pueden determinar otro diagrama de valores cuadráticos, este representa (aceptando algunas hipótesis simplificativas que no implican mayores errores) un diagrama de perdidas, la figura ordenc.gif muestra el diagrama de potencia (azul) y el de perdidas (rojo).

Las pérdidas dependen del cuadrado de la corriente y supuesto que la tensión se mantiene

constante dependen del cuadrado de la potencia aparente. Fde pérdidas = Perd / Perd max Perd = (1/T) integral entre 0 y T de (P(t)^2 * dt) El tiempo de utilización es el tiempo en el cual la máquina funcionando a plena carga entrega la

energía que en condiciones normales entrega en el lapso T. T de utilización = (1/Pmax) integral entre 0 y T de (P(t) * dt) = T * F de carga El tiempo equivalente (de pérdidas) es el tiempo en el cual el elemento funcionando a plena carga

produce la misma pérdida de energía que en condiciones normales en el lapso T. T equivalente = T * Perd / Perd max = T * F de perdidas El factor de pérdidas no puede ser determinado directamente del factor de carga, la relación entre

ambos valores es una ecuación. Factor de pérdidas = 0.3 F de carga + 0.7 (F de carga)^2 Comprendida entre los casos extremos. F de pérdidas = F de carga F de pérdidas = (F de carga)^2 El factor de potencia de la carga en general se obtiene como cociente de mediciones de energía. Cos(fi) = cos(arco(tg(kVArh / kWh))) Se dice que una carga polifásica es balanceada cuando absorbe corrientes equilibradas al

alimentarla con una terna de tensiones todas iguales e igualmente desfasadas una de otra. Las tensiones pueden ser desbalanceadas debido a asimetría del circuito.


9

El factor de desbalanceo de tensiones se define en los sistemas trifásicos en base a las tensiones compuestas de secuencia inversa y de secuencia directa.

Fdesbalanceo = V2(inversa) / V1(directa) Hay cargas que aumentan con el tiempo siguiendo determinadas leyes; se definen entonces

factores de aumento de la carga. Faumento = Pn / Po Siendo: Pn la carga después de n períodos; Po la carga en el primer período.

Estructura de costos. Analizamos exclusivamente el nivel de distribución, y tratamos de enumerar los costos que

deberemos tener en cuenta en un análisis: • la energía que ingresa que tiene cierto costo unitario (quizás variable en el tiempo, costo horario) • las perdidas que presenta la red • conservación, y el mantenimiento • amortización de obras, instalaciones y equipos • personal técnico y administrativo

De estos costos parte son costos fijos (por ejemplo lectura del medidor), parte son proporcionales a la potencia que usa el usuario (por ejemplo amortización del transformador y cable), parte son proporcionales a la energía que consume el usuario (también por ejemplo las perdidas).

Tipos de medidores eléctricos.

La energía eléctrica se vende a cierto precio (costo para el usuario), que incluye la utilidad o pérdida del distribuidor. Es entonces necesario medir la energía entregada.

Para ciertos usuarios, por ejemplo la iluminación de las calles, es posible evaluar la energía utilizada, sin necesidad de medirla (se trata de cierta potencia, por un cierto periodo entre encendido y apagado, ambos fácilmente determinables).

Este criterio se aplica también a pequeños usuarios, sin embargo es un criterio que invita al despilfarro...

Cuando se trata de medir, computar la energía se debe utilizar un aparato con dicha función, se debe tratar de un aparato de precisión suficiente para que satisfaga a ambos actores de la transacción, quien vende no quiere cobrar de menos, quien compra no quiere pagar de mas.

Sin embargo un usuario que no consume, pero esta conectado a la red y puede consumir, causa al distribuidor ciertos gastos, debe haber instalaciones disponibles para entregar energía al usuario, debe haber personas para atenderlo, esto justifica que la tarifa incluya un renglón que depende de la potencia máxima (demanda) que el usuario puede requerir.

Si el usuario requiere potencia reactiva, la instalación debe tener equipos predispuestos a suministrarla, por lo que también este factor se debe incluir en la tarifa.

El aparato contador de energía debe entonces computar: • la energía (kWh) en distintas fajas horarias (por ejemplo pico, resto y valle) • la energía reactiva (kVArh) también en distintas fajas horarias • el coseno fi (energético) obtenido como relación de los valores anteriores de pico y resto (en

general limitado sobre un valor inductivo mínimo 0.85 o 0.95 según la importancia de las cargas). • y el coseno fi de valle en cambio debe ser inductivo y no capacitivo. • la demanda de 15 minutos (o de 30 minutos, o mas) que es el valor medio de la potencia obtenida

de la energía consumida en el periodo, el periodo puede ser a horas fijas, o puede ser un periodo deslizante (cada minuto se entrega el valor medio de los últimos 15 minutos, por ejemplo)

• la máxima demanda en el lapso de medición (por ejemplo 30 días) o el promedio de las 3 máximas demandas por ejemplo. Estos datos interesan en mayor o menor grado según el monto de la facturación (importancia de la

carga desde el punto de vista de energía, potencia, coseno fi). Estos datos interesan también al cliente para racionalizar al máximo el consumo de energía, y es

obligación del distribuidor entregar esta información a medida que se obtiene, es caso mas común es que


10

el usuario regule la carga para no exceder la máxima demanda, y aprovecharla al máximo cuando lo necesita.

El usuario puede recibir energía monofásica, o trifásica y entonces requiere un medidor adecuado y que registre todos los parámetros de interés.

En los últimos años ha tomado importancia observar la calidad de servicio, factor que califica el valor de la energía entregada, este es un dato de interés del cliente, y en el futuro los medidores de energía también registraran valores relacionados con la calidad, por ejemplo:

• apartamiento de la tensión nominal – pesado con la carga correspondiente • deformación de la tensión (contenido armónico) – también relacionado con la corriente (pesado) • deformación de la corriente, frecuentemente interpretado como aporte de armónicas del usuario a

la red

Tema 2

Diseño de líneas de subtransmisión y subestaciones de distribución.

La energía eléctrica se entrega a los usuarios mediante líneas desde centros de distribución (ver figura 1). La distribución de energía como actualmente se desarrolla generalmente parte da la alta tensión con líneas de transmisión estas llegan a estaciones eléctricas donde arrancan las líneas de subtransmisión que llevan la energía a las subestaciones de distribución.

Cada subestación de distribución alimenta a través de líneas de distribución (alimentadores primarios) a los centros de carga, y de estos parte la distribución a los usuarios.

En las estaciones eléctricas de alta tensión, en las subestaciones de distribución, y en los centros de carga se realizan transformaciones entre la tensión superior y la inferior.

Las líneas de subtransmisión frecuentemente están en proximidad de zonas urbanas, y se meten en ellas, pueden ser líneas aéreas o cables subterráneos, pensando en el desarrollo futuro frecuentemente las líneas aéreas son de diseño doble terna, a veces el espacio ocupado por una vieja línea debe ser aprovechado por una nueva con mayor capacidad de transporte (mayor tensión).

Los conceptos que se aplican en el diseño de líneas de subtransmisión no son distintos de los que se aplican a líneas en general, se trata de lograr un diseño confiable, que ocupe poco espacio y económico.


11

Las subestaciones de distribución frecuentemente deben realizarse con importantes limitaciones de espacio, y entonces este es el condicionante base del diseño. Se deben buscar las soluciones compactas, y los esquemas se han ido modernizando más y más, aprovechando equipos más confiables y que ocupan menos espacio.

Ubicación, tamaño.

Las subestaciones de distribución generalmente están en el centro de la zona que atienden, en la que distribuyen energía. Al estar en el centro de una zona de carga, el espacio es valioso por lo que debe ser bien aprovechado, muchas veces este espacio es preexistente y ya no puede ser ampliado.

A veces es aconsejable llevar las subestaciones de distribución a las afueras de la zona que se debe atender, para que esto sea posible el área que se debe cubrir no puede ser muy grande.

Las ciudades pequeñas pueden ser atendidas fácilmente con las subestaciones de distribución ubicadas en su periferia, lógicamente el crecimiento de la zona urbana lleva a que más tarde la subestación de distribución quede integrada en el área de la ciudad, en las ciudades grandes ya desde el principio las subestaciones de distribución se encuentran dentro de la zona urbana.

La ubicación de la subestación fija el tamaño de la zona que debe alimentar, los alimentadores primarios deben llegar hasta los limites del área servida. Según sea la carga del alimentador y sus características podrá ser más o menos largo y esto fija el área que se puede cubrir.

El área que se debe servir se caracteriza por tener cierta densidad de carga (potencia / superficie), pensando que esta área tiene cierto radio (longitud) queda determinada la potencia (tamaño) de la subestación.

Potencia subestación = radio ^2 * PI * densidad

Relación con el número de alimentadores primarios. Desde la subestación de distribución se irradian los alimentadores primarios, su cantidad puede ser

mayor o menor, pero cada uno de ellos debe atender en condiciones técnicas aceptables el área que le corresponde.

El enfoque de este tema se puede plantear con hipótesis ideales y entonces se puede desarrollar fácilmente, la solución que muestran estos enfoques luego deben ser verificada en las condiciones reales de la instalación para asegurar la correcta adaptación.

Potencia alimentador = Potencia subestación / Numero de alimentadores Un problema que aparece en la subestación es que a veces los alimentadores deben salir todos

juntos, lo que se resuelve con una concentración de cables aislados importante lo que significa una gran concentración de calor (perdidas), y que exige verificaciones.

A veces el alimentador es en parte cable aislado, y se convierte en línea aérea cuando se ha alejado del centro de distribución, evitando así la concentración de líneas aéreas en la proximidad del centro.

El cable debe verificarse para que no se sobrecargue en condiciones de máxima corriente transmitida, frecuentemente su dimensionamiento esta condicionado por la corriente que debe transportar, el alimentador, generalmente de longitud importante en cambio se debe verificar para la caída de tensión.

Otra verificación que debe hacerse es que el cable soporte un cortocircuito en proximidad del centro hasta que intervengan las protecciones, que a su vez deben ajustarse de manera de no forzar costosos sobredimensionamientos.

Caída de tensión.

La caída de tensión en el transformador de la subestación es fácilmente determinable en función de la carga, además debe tenerse en cuenta que frecuentemente este transformador tiene regulación de tensión bajo carga por lo que la tensión en las barras de la subestación puede ser fijada en el valor conveniente para la buena distribución.

Los alimentadores presentan una caída de tensión que para ser calculada requiere conocimiento de varias cosas:

Caída alimentador = (r * cosfi + x * senfi) * A * k * longitud / U^2 Siendo r, x características del alimentador


12

A= potencia que distribuye el alimentador, que es variable reduciéndose a medida que nos alejamos del punto de alimentación, y cosfi factor de potencia de la carga k =es el factor que toma en cuenta la variación de carga a lo largo del cable, y que depende de la distribución de carga longitud del alimentador desde el inicio hasta el fin U= tensión de la red de alimentadores

Analicemos el factor k, vayamos a un ejemplo elemental, observemos una calle, distribución de cargas uniforme, las casas se suceden una tras otra (fijemos una distancia típica de 10 m), las cargas de las distintas casas no son exactamente iguales (pero podemos fijar un valor medio, por ejemplo 2 kW para cada una, con cosfi 0.8), supongamos que el tramo de calle en estudio tiene 10 casas, y que el cable de distribución es de sección única (no varia a lo largo del recorrido).

Carga total Pt = n * P1 = 10 * 2 = 20 kW Longitud total Lt = n * L1 = 10 * 10 = 100 m Caída de tensión elemental, entre las dos ultimas casas Du = (r * cosfi + x * senfi) * L1 * P1 / (cosfi * U^2) La carga en el cable, que causa la caída de tensión, crece en serie aritmética a medida que nos

acercamos a la fuente 1, 2, 3, ... , n. Y la caída de tensión en el cable que alimenta n cargas resulta: (r * cosfi + x * senfi) * L1 * Suma(n + (n - 1) + ... + 1) * P1 / (cosfi * U^2) = (r * cosfi + x * senfi) * L1 * (n + 1) * (n / 2) * P1 / (cosfi * U^2) = (r * cosfi + x * senfi) * Lt * Pt * (1 + 1 / n) * (1 / 2) / (cosfi * U^2) Factork = (1 + 1 / n) * (1 / 2) Para la caída de tensión se puede asemejar el cable de distribución a un cable con la carga

concentrada en el punto de coordenadas Lt * Factork, prácticamente en el centro Sea una distribución de cargas creciente, nos alejamos del punto de alimentación, en el tramo de

cable siguiente la carga se incrementa, la carga mas alejada es n * P1, y la mas próxima a la alimentación es P1.

Carga total Pt = n * P1 + (n - 1) * P1 + ... + P1 = (n + 1) * (n / 2) * P1 Caída de tensión total (r * cosfi + x * senfi) * L1 * P1 * Suma(n^2 + (n - 1)^2 + ... + 1) / (cosfi * U^2) = (r * cosfi + x * senfi) * Lt * Pt * (Suma(n^2 + (n - 1)^2 + ... + 1) / (n * (n + 1) * n / 2) / (cosfi *

U^2) Podemos considerar una distribución de cargas decreciente, nos alejamos del punto de

alimentación, en el punto mas alejado la carga es P1, y en el punto más próximo es n * P1, la carga total es igual que para el caso anterior, en cambio la caída de tensión resulta:

(r * cosfi + x * senfi) * Lt * Pt * Factork / (cosfi * U^2) La figura 21 muestra los factores k que para las distintas distribuciones de carga sirven para

determinar las caídas de tensión en el cable, en base al número n que corresponde a la cantidad de tramos del cable, de características constantes.


13

Tema 3

Consideraciones de diseño de los sistemas primarios La línea tiene un área de influencia, la pedida de la línea significa cierto número de usuarios sin

servicio, para limitar esta influencia se puede dividir en tramos la línea, de manera de poder separar el tramo fallado y reducir el número de clientes afectados por la interrupción.

Pensando en una línea de tipo radial, a medida que la falla ocurre más cerca de la alimentación la separación del tramo fallado asume más importancia, con falla en el primer tramo todos los usuarios quedan afectados.

Surge natural la conveniencia de alimentar la línea desde ambos extremos, para superar estas condiciones logrando contener el número de afectados.

• Alimentador primario de tipo radial. • Bucle. • Niveles de tensión.

En nuestro país las tensiones normalizadas que se utilizan en distribución son 13.2 y 33 kV, en el pasado también se utilizo la tensión de 6.6 kV, en algunos casos particulares 11 kV.

Las normas IEC una serie de valores para países de 50 Hz y otra serie para 60 Hz. En nuestro caso puede ser interesante examinar las tensiones del rango 20 – 24 kV, que permiten

máximo aprovechamiento de los materiales fabricados y difundidos bajo la tecnología europea, frente a este criterio la tensión de 33 kV esta fuera de rango.

Carga.

La distribución pública alimenta en general a sus usuarios en baja tensión, pero cuando la carga que estos representan supera ciertos valores comienza a ser conveniente (para ambas partes) desarrollar la alimentación en media tensión.


14

Con aun mayores potencias se llega al extremo de alimentar a contados usuarios en alta tensión, no nos ocuparemos de este último caso.

Analizaremos en cambio el caso de alimentar con tensiones del orden de hasta 20 kV (en nuestras redes 13.2 kV), los principios que se exponen pueden extenderse por analogía hasta 50 kV (33 kV y quizás 66 kV). Líneas de enlace. Alimentador de distribución. Diseño de sistemas radiales de distribución primaria.

Alimentación en MT de usuarios

Se trata de alimentar con tensiones del orden de hasta 20 kV (en nuestras redes 13.2 kV), los principios que se exponen pueden extenderse por analogía hasta 50 kV (33 kV y quizás 66 kV).

Se comentan los principios generales, al encarar un problema particular es necesario comenzar a preguntar cuales son las reglas que impone la empresa cuya responsabilidad es la distribución de la energía, quizás también hacer un análisis crítico de estas reglas y solicitar aclaraciones y/o excepciones, y finalmente iniciar la resolución del problema.

Definiciones

Es bueno introducir las definiciones que nos permitan identificar límites de responsabilidad (entre quien suministra y quien consume) dentro de la instalación que analizamos:

Instalación de entrega (suministro) de energía: equipamiento de maniobra y medición instalados por quien suministra, en el punto de llegada de las líneas (o cables).

Punto de entrega: Punto limite entre quien suministra y quien recibe energía, individualizado por bornes (morsetos).

Instalación de utilización: se origina en el punto de entrega y se trata de los circuitos y equipos del usuario.

Sección receptora: parte inicial (aparatos y dispositivos) de la instalación del usuario. Cable de conexión: tramo de cable (con terminales) que forma parte de la instalación del usuario y

que conecta punto de entrega y sección receptora. Dispositivo general: Conjunto de aparatos de la sección receptora que tiene la función de

seccionamiento, comando e interrupción. Este dispositivo DG separa de la alimentación en condición de abierto al resto de la instalación de utilización.

Protección general: Conjunto de dispositivos de protección que comandan el DG. Interruptor de línea: Interruptor de la línea MT que alimenta al usuario, generalmente se

encuentra en una cabina primaria. Protección di línea: Protección que comanda el interruptor de línea. Local de suministro: Local en donde esta ubicada la instalación de entrega de energía. Local de medición: Local donde se encuentran los grupos de medición. Local usuario: Local donde ubicada la sección receptora de la instalación del usuario.

Disposiciones generales Las fajas de potencia de los distintos tipos de alimentación de usuarios pueden estar

reglamentadas por el concesionario de la distribución, pudiendo por ejemplo ser: • 0 a 75 kW suministro en BT, (hasta 114 A 3 x 380 V) • 75 a 200 kW suministro en BT o en MT (entre 114 y 304 A 3 x 380 V o entre 3 A y 9 A 3 x 13.2

kV) • 200 kW y más suministro en MT (9 A 3 x 13.2 kV).

Medición de la energía

En MT se realiza relevando las magnitudes en la instalación de entrega.


15

Esquemas de enlace La instalación de entrega puede estar alimentada en derivación o con entrada y salida. Las

dimensiones del local de suministro deben permitir que en un segundo tiempo pueda completarse la instalación de entrada y salida.

Para los aparatos de la instalación de suministro son necesarios los siguientes locales: • Un local con acceso directo desde la vía publica para el concesionario (distribuidor), local de

suministro. • Otro con acceso desde la vía publica para el concesionario, y con acceso para el usuario donde

están instalados los grupos de medición, local de medición. • Otro local próximo a la instalación de suministro para la sección receptora de la instalación del

usuario, local del usuario. El local de medida non es necesario si los aparatos de entrega prevén la conexión con un terminal

de medida, a través de fibra óptica, a instalar en un local del usuario. Se muestran los esquemas para la conexión de usuarios de media tensión:

• La figura 1 enlace del usuario con línea en cable o con línea aérea (con entrada en cable) con aparatos en tablero protegido en aire, en el caso de presencia del local de medida muestra los siguientes elementos (E) local de suministro, (M) local de medición, (R) local de usuario, (C) punto de entrega, (I) compartimiento para línea en cable, (U) compartimiento para suministro al usuario, (1) grupo de medición, (2) dispositivo general de la instalación del usuario, (3) presente solo para caso de entrada y salida

• La figura 2 igual a la anterior pero sin el local de medida los elementos con distinta referencia son (UA) compartimiento para suministro al usuario, (3) terminal usuario, (4) presente solo para caso de entrada y salida


16

• La figura 3 igual pero con aparatos de entrega y medida en SF6, en el caso di tenerse solo local de entrega para la conexión de línea o en casos particulares en derivación, referencias distintas (U) transformadores de medida para suministro al usuario, (3) terminal usuario.

• La figura 4 análoga a la figura 1 pero ingreso desde línea aérea (referencias figura 1).

• La figura 5 análoga a la figura 2 también ingreso desde línea aérea (referencias figura 2).


17

En casos excepcionales se admite que el local de medida sea en el mismo local de suministro.

Usuarios dotados de otras fuentes de energía Los usuarios auto productores o dotados de grandes generadores que pueden entrar en paralelo

con la red de suministro deben respetar otras prescripciones y normas. En presencia de alimentación de emergencia el usuario debe realizar en su propia instalación una

serie de enclavamientos mecánicos, aptos a impedir la realización de paralelos, aun accidentales, entre las dos alimentaciones.

Cuando los bloqueos mecánicos no sean posibles por motivos ligados a la ubicación de los aparatos, se deben prever enclavamientos eléctricos de seguridad intrínseca.

Estos enclavamientos deben ser ensayados a satisfacción de quien suministra el servicio, y estas pruebas se deben poder repetir en cualquier momento para comprobar que los enclavamientos son validos.

Instalaciones, de suministro

La instalación de entrega esta constituida esencialmente por aparatos de maniobra y seccionamiento de quien suministra el servicio.

En casos particulares puede estar prevista también la instalación de un transformador MT/BT destinado a la alimentación de la red de BT de distribución pública.

La instalación de entrega es realizada por el distribuidor, en el local puesto a disposición por el usuario, el acceso a este local esta reservado exclusivamente al distribuidor, que es el propietario de las instalaciones de suministro, y cuida de su funcionamiento y mantenimiento.

El tablero de suministro al usuario puede ser del tipo: • Protegido en aire (ancho 700 mm) con medidores de energía de tipo tradicional (contadores,

GMC, etc.), como indican las figura 1 y figura 4. • Protegido en aire (ancho 900 mm) con grupo de medida predispuesto para la tele lectura (GTWM

con UEPM), come indican las figura 2 y figura 5; el conjunto GTWM, instalado en el local de entrega, esta dotado de un terminal de usuario MT.

• Protegido en SF6 (con conexión en entra - sale o con conexión en derivación) con conjunto de transformadores de medida en SF6 y conjunto de medida GTWM; este instalado en el local de entrega, dotado de terminal de usuario. El conjunto de medida GTWM, en casos particulares, puede ser instado en el local de medición y

conectado al compartimiento a través del cordón especial. Si los grupos de medición están instalados en el local de entrega, la lectura de la medición se pone

disponible al usuario a través de un repetidor de lectura conectado con un cable de fibra óptica; el repetidor puede ser puesto en un local idóneo indicado por el mismo usuario a una distancia tal que la longitud del cable in fibra óptica no sea mayor de 20 m.


18

Instalación del usuario El proyecto, la construcción, el mantenimiento, la reparación y el servicio de toda la instalación

del usuario, son de su exclusiva incumbencia. La tensión de referencia para el aislamiento del equipamiento esta dada por el distribuidor, que

debe respetar las normas, para facilitar su relación técnica con los usuarios. Además la instalación del usuario debe respetar las normas contra accidentes, y otras normas

locales y las internacionales. Tienen importancia las modalidades constructivas de la sección receptora (figura 6) la elección de

la protección general.

Para la transformación MT/BT deben ser utilizados transformadores trifásicos con conexión en

triángulo (o zigzag) en el primario. Por exigencias particulares (como soldadoras, accionamientos, etc.) pueden ser convenientes y adoptadas conexiones distintas en acuerdo con el distribuidor.

El cable di conexión MT, incluidos los terminales, debe ser lo mas corto posible, y corresponde suministrarlo al usuario (que se conecta).

Las características eléctricas (corrientes de breve duración, poder de interrupción, nivel de aislamiento, resistencia a impulso, etc.) de los materiales que constituyen la sección receptora deben ser adecuadas al tipo de instalación, el distribuidor debe suministrar los datos de la red de alimentación para que el usuario pueda hacer las apropiadas elecciones de proyecto.

Dispositivo general

El DG esta constituido a partir del lado alimentación, por un seccionador tripolar y un interruptor fijo (ver figura 6A) asociado a la protección general.

Si el interruptor es de tipo extraíble (según la norma, ver figura 6B), el seccionador puede omitirse.

En alternativa al seccionador y al interruptor MT se admite la instalación de un interruptor di maniobra-seccionador (IMS) combinado con fusibles (ver figura 6C) si se verifican las siguientes condiciones:

• La instalación MT del usuario non incluye líneas MT aéreas de conductores desnudos de cualquier extensión o bien líneas MT in cable de extensión mayor de 60 m;

• La instalación BT del usuario es alimentada a través de un único transformador MT/BT de potencia no superior a 400 kVA (Si se prevén incrementos de potencia incompatibles con el uso de fusibles deberá adoptarse un interruptor).


19

En todo caso la disposición de los aparatos debe ser tal de permitir intervenciones de mantenimiento del interruptor, o sustitución de los fusibles sin que sea necesario poner fuera de tensión el cable de conexión.

El interruptor debe ser tripolar simultaneo y tener poder de interrupción adecuado a la corriente de cortocircuito de la línea de alimentación (mínimo conveniente 12.5 kA).

El IMS debe tener una corriente de breve duración y un poder de cierre nominal que sean adecuados al sistema y es conveniente superen un mínimo. Ejemplo, respectivamente 12,5 kA y 31,5 kA.

El proyecto de la red de distribución de una empresa fija algunos valores normales, que luego se tratan de no superar en el desarrollo de la red, un límite puede ser 12,5 kA. Hay casos particulares, que dependen de características del transformador AT/MT, estos casos deben ser evaluados y comunicados al usuario.

Los aparatos MT, en particular los del DG, deben ser siempre mantenidos en buena eficiencia por el usuario.

Protección general La línea MT del distribuidor que alimenta al usuario esta protegida en la salida por máxima

corriente y contra las fallas a tierra. Generalmente el distribuidor no instala ningún dispositivo de protección próximo al usuario.

A fin de evitar que fallas internas de la instalación del usuario tengan repercusiones en el servicio de toda la red, el usuario debe instalar protecciones generales de máxima corriente y si su instalación lo requiere también contra fallas a tierra.

La protección de máxima corriente debe ser realizada mediante relés de tipo unipolar al menos sobre dos fases con dos umbrales de actuación (que accionen el interruptor) o mediante una terna de fusibles cuya actuación produzca apertura del IMS.

El usuario debe instalar una protección contra las fallas a tierra cuando en su instalación se tienen presentes líneas aéreas MT con conductores desnudos de cualquier extensión o bien líneas MT en cable de longitud superior a 60 m o en otras condiciones particulares que aconsejan el empleo a causa de mayor probabilidad de fallas a tierra.

La protección contra las fallas a tierra es realizable in general con relevadores de corriente homopolar que utilizan transformadores de corriente toroidales. Si la contribución de le red MT del usuario a la falla monofásica franca a tierra es superior al 80% de los valores de regulación de la protección de corriente homopolar que se indican a continuación, se debe utilizar una protección direccional de tierra.

(Nota: esta contribución a falta de mejor información puede calcularse con la siguiente expresión Igut = U (0.003 L1 + 0.2 L2) donde U es la tensión nominal de la red en kV; L1 es la suma de las longitudes en km de las líneas aéreas e L2 la longitud en km de las líneas en cables, conectadas entre sí durante el servicio).

La regulación de la protección general depende de las características de la instalación del usuario y de la red de alimentación.

Salvo casos particulares, la protección general debe tener valores y tiempos definidos como sigue: • El primer umbral del relé de máxima corriente (para corrientes de larga duración y baja

intensidad) debe ser inferior a 0,5 s y el valor de actuación inferior al 65% del respectivo umbral de la protección de línea;

• el segundo umbral del relé de máxima corriente (para corrientes de breve duración y gran intensidad) debe ser sin retardo intencional y el valor de actuación inferior al 80% del respectivo umbral de la protección de línea; el tiempo total de funcionamiento del relé y del interruptor debe ser inferior a 120 ms;

• La protección de tierra debe ser sin retardo intencional y su valor de actuación puede ser 0.4 segundos / kV, (8, 6 o 4 A respectivamente para redes de 20, 15 e 10 kV); el tiempo total de funcionamiento del relé y del interruptor debe ser inferior a 150 ms; (nota: Con referencia a redes con corrientes de falla monofásica franca a tierra superior a 20 A, tales valores corresponden a una sensibilidad de la protección para falla monofásica a tierra con resistencia de falla inferior a 1 kohm).


20

• La protección direcciones de tierra puede ser retardada hasta 50 ms con la misma característica de actuación (Io, Vo) de la respectiva protección de la línea MT; el tiempo de funcionamiento del relé y del interruptor debe ser inferior a 150 ms;

• El calibre de los fusibles di media tensión de alto poder de interrupción debe ser dimensionado por el usuario en función de las características de la instalación del usuario (potencia nominal del transformador MT/BT, selectividad con las protecciones lado cargas etc.). Dicho calibre debe tener un valor igual o inferior a 63 A para las redes de 10 e 15 kV e 40 A para redes de 20kV, valores que normalmente resultan selectivos con la protección de la línea de MT.

Instalación de tierra

El usuario debe dotar el local de suministro y el local de medida de una instalación de tierra adecuada, de acuerdo a las normas.

El distribuidor conecta a esta instalación las masas de sus propios equipos y los eventuales descargadores, a través de un punto de conexión idóneo que debe estar previsto en el local.

Para dimensionar dicha instalación de tierra el distribuidor debe informar la corriente de falla a tierra de la red de alimentación y el tiempo de eliminación de la falla. Cuando sea necesario adecuar la instalación de tierra el distribuidor debe comunicar el valor actualizado de la corriente de tierra. La corriente de falla a tie rra y el tiempo de eliminación de la falla se determinan según las normas. Cuando deban ser efectuadas las verificaciones de las tensiones de paso y contacto, el usuario deberá hacerlo en acuerdo con el distribuidor para acceder al local de suministro.

En ocasión de la puesta en servicio de la cabina se debe desarrollar un informe de la instalación de puesta a tierra. Los datos necesarios para este informe no se obtienen de la documentación técnica predispuesta a cargo del usuario y suministrada al distribuidor. Sucesivamente el distribuidor, periódicamente debe actualizar esta documentación en base a las actualizaciones que son responsabilidad del usuario.

El usuario es de todos modos exclusivo propietario y único responsable de dicha instalación de tierra, también para mantenimiento y uso futuro.

La correspondencia de la instalación a las normas vigentes debe ser declarada por un profesional responsable.

La verificación periódica de la instalación de tierra y el eventual mantenimiento deben efectuarse periódicamente según prescripciones de normas (y/o leyes) y estas verificaciones son responsabilidad del usuario, el informe de estos ensayos debe ser comunicado a la empresa distribuidora.

Obras civiles - locales

El usuario debe poner a disposición del distribuidor un local con acceso desde una calle abierta al publico, para la instalación de suministro, y si requerido el local de medición. Dichos locales puestos al margen del área del mismo usuario pueden ser de tipo prefabricado o estar dentro del edificio civil.

La posición de los locales debe ser tal que las líneas MT del distribuidor, necesarias para el enlace, pueden ser construidas y mantenidas respetando las normas vigentes sobre las instalaciones y seguridad, y no estén sujetas a desplazamientos futuros.

Los locales deben tener características estáticas y mecánicas adecuadas a las solicitaciones debidas al montaje de las instalaciones internas y deben ser realizadas según las siguientes topologías:

a. Cabina baja en box prefabricada o construida en loco con tablero MT en aire esquematizada en la figura 7a, (1) local de suministro, (2) local de medición, (3) local del usuario, (4) puerta doble, (5) puerta simple, (6) pozo profundidad 500 mm, (7) agujero, (8) tubo de PVC, (9) acceso reservado al usuario, (10) acceso reservado al distribuidor, figura 7b, esquema de montaje de los aparatos (1) tablero, (2) compartimiento usuario, (3) cables de conexión de grupo de medida, (4) grupo de medida, (5) cables de conexión de potencia, figura 8a (1) local de suministro, (2) local del usuario, (3) puerta, (4) pozo profundidad 500 mm, (5) tubo de PVC, (6) acceso reservado al distribuidor, y figura 8b, esquema de montaje de los aparatos (1) tablero, (2) compartimiento usuario, (3) tuberías para cables secundarios, (4) grupo de medida, (5) cables de conexión de potencia, (6) conexiones de fibra óptica, (7) terminal del usuario.


21

Figura 7 a

Figura 7b

Figura 8 a


22

Figura 8 b b. cabina ídem con tablero de MT en SF6 ver figura 9a (referencias como figura 8a) y figura 9b

(referencias como figura 8a)

Figura 9 a

Figura 9 b

c. En edificio civil, con tableros de MT en aire o en SF6. d. Cabina alta, prevista para amarrar líneas aéreas ver figura l0a figura 10b, figura 11a y figura 11b

pensando que el futuro de la red es en cables, estas soluciones son aplicables en condiciones excepcionales.


23

Figura 10 a

Figura 10 b


24

Figura 11 a

Figura 11 b Soluciones distintas, como por ejemplo debajo del plano de la calle, impuestas por necesidades

específicas deben ser además idóneas para la instalación y servicio de la obra. Los detalles constructivos presentes en las figuras 7 a 11 pueden ser modificados según las

exigencias; pero en todo caso el proyecto del local debe surgir de un acuerdo con el distribuidor. Todos los locales deben estar dotados de adecuada instalación de iluminación, construida a regla

de arte, con una toma bipolar que responda a normas e ínter bloqueada con un interruptor 16 A - 230 V con fusible; la instalación de iluminación y la toma deben ser alimentados por la red de baja tensión del usuario.

El local de entrega debe ser un compartimiento estanco a los efectos de incendio, por lo tanto llamas, calor y humos no deben afectar otras partes de la obra. Las aberturas existentes en el local de entrega (puertas y ventanas de aireación) deben comunicas solo con espacios a cielo abierto.

A estos locales el personal de la empresa de distribución debe acceder en modo directo desde la calle abierta al público.

Los locales de suministro y de medida deben tener puertas de tipo unificado, la cerradura debe ser suministrada por el distribuidor e instalada por el usuario.


25

Mantenimientos y reparaciones de los locales corresponden al usuario, con excepción de pequeñas actuaciones en el interior de los locales que corresponden al distribuidor, ligados a la presencia y servicio de las instalaciones.

Relevamiento del tipo de utilización de la energía eléctrica

Para el distribuidor es importante relevar el uso que se le da a la energía eléctrica suministrada en MT, el usuario en lo que es de su competencia con la colaboración del personal del distribuidor debe completar la documentación.

Esta información correspondiente a calidad de servicio esta formada por las siguientes partes: • Sección A - datos de naturaleza comercial; • Sección B - datos correspondientes a las características de la red del distribuidor y de la cabina del

usuario; • Sección C - datos sintéticos de los aparatos del usuario que son sensibles a los disturbios, para

verificar la compatibilidad del enlace; • Sección D - datos sintéticos de los ciclos de producción; • Sección E - datos de detalle del esquema de instalación del usuario y de sus aparatos, para

controlar la plena compatibilidad del enlace. La sección E debe completarse si los equipos del usuario pueden ser fuente de disturbios para la

red de distribución, (por ejemplo auto productores, instalaciones de rectificación para tracción, instalaciones de soldadura, etc.) o son particularmente sensibles a los disturbios.

Para la alimentación de usuarios con cargas que generan disturbios (armónicas, flicker, etc.) o con generadores es necesario hacer referencia, a prescripciones especificas mas detalladas

Documentación

El enlace del usuario esta subordinado a la ejecución de obras y de instalaciones que le corresponden conforme a lo previsto arriba explicado. El distribuidor debe suministrar toda la información preliminar necesaria para un correcto proyecto (características y dimensiones de los locales que deberán estar a disposición del distribuidor, datos de la red eléctrica, etc.)

A estos fines el usuario debe suministrar al distribuidor, en tiempo útil para la observación y evaluación previa la documentación que a continuación se enuncia:

• relevamiento del tipo de utilización de energía eléctrica suministrada en MT correspondiente a calidad de servicio, completada por el usuario.

• Planos constructivos de máxima (plantas y cortes) de los locales de suministro, con indicación de materiales y de las características técnicas y dimensiones de paredes piso techo, insertos, aperturas, etc.

• Descripción de máxima de las características y de la configuración de la instalación de tierra y copia de la documentación de verificación de la misma.

• Descripción (tipo y características) del cable de MT de conexión y de sus terminales, del seccionador general, del interruptor o del IMS general y de los otros materiales y aparatos que aun formando parte de la instalación del usuario, están instalados del lado fuente del DG; descripción de las protecciones adoptadas del lado MT y sus parámetros de actuación, esquema unifilar de la parte de MT incluidas las unidades de transformación MT/BT con indicación de los posibles ajustes se servicio.

• Declaración de conformidad de la instalación a leyes y resoluciones reglamentarias. • Certificación si necesaria de la utilización de los locales; • En caso de alimentación de emergencia, descripción sumaria de los dispositivos de enclavamiento

contra la conexión en paralelo de las alimentaciones. • Para cabinas prefabricadas certificación de ensayos.


26

Otros acuerdos Entre las eventuales condiciones particulares, el contrato de suministro eléctrico debe contener,

además de las cláusulas de utilización de los locales, las de servidumbre de electroducto para líneas de enlace de la cabina.

En casos particulares el uso puede ser regulado por escrituras. Si por exigencias del usuario o del distribuidor la instalación de suministro se integra con otras

funciones (transformación, distribución, interconexión, etc.) el uso de los locales debe ser acordado expresamente con el usuario.

Activación del suministro Responsabilidades y compromisos recíprocos exigen un intercambio de notas escritas para activar

las instalaciones. La fecha de inicio del servicio debe ser acordada, y oficializada, acordándose la presencia de

representante especialmente delegado. Antes de la puesta en servicio es necesario controlar que las instalaciones del usuario responden a

las prescripciones. En el acto de puesta en servicio el usuario o su representante deberá suscribir, además de los otros

documentos, también la declaración especial que corresponde. Durante la prestación del servicio el usuario debe realizar los controles necesarios para el

adecuado mantenimiento de sus instalaciones a fin de no generar disturbios en la red pública, el distribuidor puede requerir que algunos controles sean repetidos por el usuario en presencia de su personal.

Tema 4 Consideraciones de diseño de los sistemas secundarios

Esquematicemos en forma simplificada, como muestra la figura cp-01.jpg, la red eléctrica de distribución publica, existe una fuerte relación entre un sistema y otro, no hay duda en particular que la relación de la red secundaria con los otros sistemas es muy fuerte.

Siempre buscamos proyectar construcciones económicas, en un sentido amplio, para que

precisamente se puedan realizar, cuando intentamos optimizar el valor de cada elemento secundario depende en mayor o menor medida de las características de los elementos vecinos, y finalmente de todos los elementos de la red.

Niveles de tensión secundarios.

La tensión secundaria, baja tensión, que se utiliza en distribución, usada en nuestro ambiente es 220 - 380 V, 220 V fase neutro, 380 V trifásico (entre líneas) recordemos que nuestra frecuencia es 50


27

Hz. Esta tensión era la normal en Europa continental, mientras que en Gran Bretaña la tensión normal era 240 - 420 V, hace ya algunos años en un esfuerzo de unificación se normalizo a nivel europeo 230 - 400 V.

En el pasado también se distribuyo energía con un sistema en triángulo 220 V con una fase a tierra.

En los países de 60 Hz, frecuentemente la distribución (para iluminación y cargas pequeñas) es monofásica 2 * 120 V, 2 * 240 V, la distribución de fuerza motriz es 3 * 240 V, o 3 * 480 V y también se encuentran otras combinaciones.

Para poder distribuir energía monofásica y trifásica en estos últimos sistemas una de las ramas del triángulo 3 * 480 V tiene punto medio (neutro), con lo que se tiene una distribución con 4 hilos, pero con tensiones compuestas el doble de la tensión simple (fase neutro), mientras que en los sistemas Y la tensión compuesta es raíz(3) veces la simple.

La practica actual de diseño.

La red de baja tensión se construye con distintas técnicas, difundidas en distintas áreas del mundo (digamos en distintas zonas de influencia tecnológica).

Podemos hablar de una técnica Americana (característica de los 60 Hz) con distribución en media tensión (5 a 10 kV) con muchos transformadores chicos (5 a 50 kVA), y con líneas de baja tensión de radio de acción muy corto. Esta red es naturalmente económica con cargas dispersas, baja densidad, y permite realizar la distribución con transformadores monofásicos y solo trifásicos donde indispensables, ver figura cp-02.jpg (lado izquierdo).

O una técnica Europea (característica de los 50 Hz) con distribución en media tensión de mayor

valor (10 a 20 kV) con transformadores de mayor potencia (100 a 500 kVA) líneas de baja tensión con radio de acción grande. Esta solución es buena con altas densidades de carga, y en ella se usan casi exclusivamente transformadores trifásicos, ver figura cp-02.jpg (lado derecho).

Con bajas densidades de carga la red de baja tensión es radial pura, cada línea alcanza pocos usuarios.

Con mayores densidades, toma apariencia de red mallada, pensamos en líneas principales y derivadas, que llegan desde el punto de inyección de potencia (el transformador) a todos los usuarios.

Esta red tiene notable relación con la geografía del área servida, si se trata de manzanas cuadradas, observamos que las líneas recorren las calles, que se cruzan y se unen en las esquinas.

Esta red puede ser realmente mallada (con mallas cerradas, lo que exige mayor tecnología en los componentes, interruptores, relés, soluciones llamadas Banking - anillo secundario - o Network - red), o las mallas pueden ser aparentes, y la red esta cortada en puntos con posibilidad de variar la configuración para satisfacer necesidades que se presentan (con seccionadores, cuchillas).

La mayor cantidad (y valor) del material es cable, y este es prácticamente el que merece la atención cuando encaramos el problema de búsqueda de un optimo.

La conducción de energía en baja tensión se puede hacer con líneas aéreas, con cables protegidos (con una capa de aislante que no tiene función de aislación), los cables desnudos no se utilizan por los peligros de contactos y facilidad de fallas.


28

Pueden ser líneas de cables preensamblados (aislados), se trata de un haz de cables. Líneas subterráneas (cables aislados) enterrados directamente o tendidos en caños enterrados,

también formando haz.

Anillo secundario, red. Una forma de distribución de baja tensión es simplemente a partir del transformador llegar a cada

carga con un cable, en forma radial. Si se tienen varios transformadores se puede pensar en realizar un anillo secundario, y de este

anillo se alimentan las cargas, esta forma de red es mas complicada que la radial antes sugerida, pero ofrece mejores características, en particular regulación, variaciones de tensión, continuidad, pudiendo atenderse mas carga que con los mismos transformadores alimentando en forma radial simple.

Este sistema que se llama banking, exige protección secundaria ya que hay un paralelo secundario, esta protección no es simple siendo necesario lograr una buena coordinación de protecciones sobre todo para no afectar la continuidad del servicio.

El banking también se puede hacer con fusibles, las corrientes pueden ser altas, y es difícil lograr una buena coordinación.

También se puede hacer una red secundaria, una red de cables unidos en nodos cubren el área a alimentar, algunos nodos tienen alimentación mediante un transformador, esta forma de distribución se llama network secundario, los niveles de cortocircuito que aparecen en la red de baja tensión son muy elevados, por lo que se necesitan fusibles limitadores, la falla en una rama exige la fusión de los dos fusibles de la rama, y que los otros mantengan la integridad.

Los transformadores se conectan al nodo mediante interruptores llamados protectores de red, y que deben cumplir las funciones de protección del transformador, su desconexión cuando es requerido, y otras.

Diseño técnico cables. El primer paso es esquematizar el diagrama que representa la carga del cable. La mayor corriente que se presenta es en el tramo inicial de cable, para el se debe verificar que el

cable soporte la corriente (condición térmica de régimen permanente), los datos de los cables (aislados por ejemplo) se encuentran disponibles en catálogos, vease cable-a.xls, contenido también en el paquete dee-4pro.zip..

Si la corriente en el cable se reduce, a medida que nos alejamos del centro de alimentación, es posible reducir su sección.

Al verificar el cable por la corriente que transporta se deben considerar las condiciones en que se encuentra tendido, en el inicio, al salir del centro de distribución se presenta con frecuencia un haz de cables que produce mutuos calentamientos, debiendo estudiarse en detalle, en el recorrido se presentan otras singularidades (caños de protección para cruces, paralelismos con otras instalaciones, terrenos malos para disipar el calor, etc.) que también pueden representar puntos calientes y deben estudiarse en particular.

La caída de tensión se determina para la carga extrema del cable, que de alguna manera representa la carga con mínima tensión (condición de máxima caída – una condición menos restrictiva es que un pequeño porcentaje de cargas estén fuera de tolerancia).

El cable puede considerarse dividido en tramos, cada tramo transporta cierta corriente, hasta su extremo mas alejado, y alimenta ciertas cargas que se encuentran en su desarrollo.

Los distintos tramos de cable tienen caídas de tensión parciales que se suman, dando el total, cuando los tramos de cables son largos, las secciones están definidas por la caída de tensión total, que se debe repartir adecuadamente entre los distintos tramos y un criterio puede ser minimizar la cantidad de conductor y aprovechar toda la caída de tensión disponible (ver DIMENSIONAMIENTO DE CABLES – Revista Megawatios Setiembre 1979)

Otra verificación que se debe hacer es respecto de la corriente de cortocircuito que se puede presentar en el cable, esta debe ser soportada sin inconvenientes.


29

Diseño económico de secundarios.

Generalmente encaramos los temas en modo técnico, y la solución que encontramos es técnica, y finalmente debe ser satisfactoria también desde el punto de vista económico.

En este caso encaramos el tema analizándolo económicamente y luego deberemos controlar sus aspectos desde el punto de vista técnico.

En la materia economía (hace tiempo…) hemos visto que las obras, las construcciones, las instalaciones, tienen costos que son fijos, y costos que son variables (dependen de algún parámetro), también hemos visto que para construir una obra, es necesario dinero, y para hacerla funcionar también, ese dinero debe ser recuperado para pagar los costos, los gastos, el beneficio.

En la materia instalaciones eléctricas, se han visto las condiciones técnicas que debe satisfacer el diseño de la línea, caídas de tensión razonables, corriente en el tramo mas cargado aceptable, también se ha visto algún enfoque económico, como lograr el mínimo volumen de material conductor para una red eléctrica con un diseño de árbol (tronco y ramas) o una línea que alimenta cargas alineadas. El mínimo volumen se identifico con un mínimo costo.

Otro análisis que se ha hecho es el balance económico de costo de instalación (conductor o transformador) y perdidas de energía que se producen en el tiempo, de año en año (perdidas Joule), y hemos buscado un mínimo.

Nuestro problema de análisis lo vamos a reducir a: • red eléctrica secundaria (de baja tensión) • transformador media / baja tensión • todo el resto de la red (red de media, transformadores de distribución, red de alta, transmisión)

Consideramos la inversión con los siguientes costos asociados:

• los transformadores de media a baja tensión, con el equipo asociado (de protección) • este costo tiene parte fija (independiente de la potencia del transformador) • parte variable (proporcional a la potencia del transformador) • de este costo todos los años se debe recuperar una parte (tasa del cargo fijo por inversión)

costo-trafo = (fijo-trafo + variable-trafo * Potencia-nominal-trafo) * tasa-inversión

• los cables de baja tensión, con el equipo asociado (de protección) • este costo tiene parte fija (independiente de la sección del cable) • parte variable (proporcional a la sección del cable) • también de este costo todos los años se debe recuperar una parte

costo-cable = (fijo-cable + variable-cable * Sección-nominal-cable) * tasa-inversión • imaginemos que se trata de líneas aéreas (análogamente se piensa en otros casos) además de los

conductores debemos considerar costos de postes y herrajes que podemos considerarlos fijos (independientes de la sección de la línea)

• también se debe recuperar anualmente una parte costo-línea = (fijo-línea) * tasa-inversión Consideremos ahora la operación de este sistema:

• para los transformadores, un costo anual debido a perdidas Joule (en los conductores, perdidas en cortocircuito), el costo depende de:

• perdidas en cortocircuito • máxima demanda anual en el transformador (relacionada con su potencia nominal) • factor de perdidas, para determinar el tiempo equivalente de perdidas (anual) • costo de la energía eléctrica,

costo-operación-trafo = Tiempo-equivalente * costo-energía * (demanda-máxima / Potencia-nominal-trafo)^2 * Perdidas-cc

• para los cables también hay un costo anual debido a perdidas Joule


30

• Resistencia del cable (resistividad y sección) • máxima demanda anual en el cable • factor de perdidas, tiempo equivalente de perdidas (anual) • costo de la energía eléctrica,

costo-operación-cable = Tiempo-equivalente * costo-energía * corriente^2 * Rho / Sección-nominal-cable Las pedidas obligan a una mayor inversión en le sistema de media tensión hasta la generación,

que debe considerarse. • perdidas de los transformadores • perdidas en los cables • costo de inversión desde la generación hasta la red de media tensión por unidad de potencia • de esta inversión anualmente se debe recuperar parte.

costo-mayor-inversión = ((demanda-máxima / Potencia-nominal-trafo)^2 * Perdidas-cc +corriente^2 * Resistencia-cable) * costo-red-superior * tasa-inversión

Con estas consideraciones se puede escribir una ecuación de costos totales anuales, que serán función de algunas variables, potencias de los transformadores, secciones de cables alimentador (principales) y derivaciones.

costo-total = suma de costos = función(Potencia-nominal-trafo, Sección-nominal-cable1, Sección-nominal-cable2) Teniendo en cuenta que en la red puede haber más de un tamaño de cables (alimentadores

principales y derivaciones por ejemplo). De esta ecuación se busca un mínimo, si las variables fueran continuas tendría sentido hacer las

derivadas parciales respecto de cada variable, e igualarla a cero, y obtenemos ecuaciones que nos permiten encontrar los extremos de interés.

derivada parcial de (costo-total) / respecto de (potencia-nominal-trafo) = 0 derivada parcial de (costo-total) / respecto de (Sección-nominal-cable1) = 0 derivada parcial de (costo-total) / respecto de (Sección-nominal-cable2) = 0 Pero, las potencias de los transformadores deben satisfacer los valores normales, las normas fijan

una serie de valores, a su vez frecuentemente las empresas reducen la serie a su conveniencia. Análogamente las secciones de los cables, los valores deben ser los normalizados, a veces también

una serie reducida, a veces se prefiere tener dos líneas en paralelo que una sola de sección mayor. Estas restricciones hacen que la búsqueda de la solución del problema real se haga por calculo

numérico, fijando combinaciones de valores que son alternativas validas y buscando entre ellas el mínimo de interés, respetando también los otros vínculos técnicos que hacen a la calidad del servicio que es el tema con el cual hoy se juzga el buen diseño de la red y su buena conservación y desarrollo.

Las condiciones económicas, no se agotan con las que hemos examinado, además: Hay pérdidas en el hierro de los transformadores, que como las otras perdidas vistas, también

influyen en el costo de operación. La reactancia de las líneas, y de los transformadores representan cierta pérdida reactiva y

análogamente a lo hecho para las perdidas activas se requiere un mayor dimensionamiento de los componentes de la red desde la generación hasta la red de media tensión por unidad de potencia, que es un costo.

La continuidad del servicio es importante, la falta de energía eléctrica tiene también un valor económico, que debe ser considerado, y justificando los mayores costos que deben tender a esta mejora.

Además el criterio de diseño que hemos planteado debe ser para una situación de futuro razonable, no es la necesidad relevada hoy, sino una necesidad a cierto plazo futuro, pero esto significa una mayor inversión (que el contador, o el economista - tacaños, no desean, porque piensan que siempre es mejor postergar la inversión, invertir en el futuro, en cambio como ingenieros pensamos que es mejor invertir para el futuro).

Desde hace algunos años reconociendo la importancia de la calidad del servicio la red eléctrica en general, y la de distribución en espacial deben incluir conceptos de calidad, y para forzar esto, el estado,


31

al dar la concesión fija multas por apartamiento de una calidad especificada, estas multas son costos adicionales que también deben influir en el diseño económico (y técnico) de la red.

Algunos fenómenos de calidad (armónicas o flicker), mal evaluados a nivel de proyecto, pueden hacer que la solución óptima deba ser modificada, ampliada o rehecha anticipadamente, con lo que nuestro optimo económico encontrado, no será tal.

Surge la idea de que la red debe tener un diseño muy flexible, para que las partes de red, que en el funcionamiento real se muestren menos exigidas, puedan ceder algunos componentes a la otra parte para que las exigencias se repartan mejor, mejorándose así la calidad global.

Confiabilidad, por distintas razones ocurren fallas en la red que interrumpen el servicio, según como sea la estructura de la red eléctrica, pueden existir facilidades para poder retomar el servicio mas rápidamente, al menos en parte de la red. Por ejemplo, si la red es mallada, con mallas abiertas, es posible transferir rápidamente una parte de la carga aprovechando la capacidad sobrante de otra parte de red. Los tiempos de transferencia se pueden reducir, con automatismos y telecomandos que son por otra parte una ulterior mayor inversión.

La confiabilidad actúa sobre la estructura de diseño de la red, desde este punto de vista intuitivamente, los diseños menos confiables son los mas sencillos, mientras que los mas confiables ofrecen muchas posibilidades, pero hay que observar que la confiabilidad de los componentes (mejores) también influye, para una misma estructura de red los componentes mejores (mas confiables) darán mayor confiabilidad, y una red con estructura mas compleja puede ponernos en crisis porque exige mas componentes o elementos que no están en la red simple y que son (pueden ser) menos confiables. Por cierto que estas decisiones también influyen (y en forma importante) en los costos (tanto de inversión como de operación).

El sistema de protecciones también influye en la confiabilidad, debe plantearse para minimizar la cantidad de usuarios que se pierden por una falla, y dar indicaciones seguras para permitir minimizar los tiempos de intervención, protecciones (descargadores, interruptores con recierres), y reparación.

Cargas y tensiones desbalanceadas.

Hasta aquí hemos razonado suponiendo que el sistema es trifásico, simétrico y equilibrado, esto es lo normal en sistemas de potencia. Nuestro sistema trifásico podría ser construido con tres sistemas monofásicos desfasados 120 grados eléctricos, tendríamos un sistema de seis conductores, y nuestras cargas podrían no ser equilibradas (tres sistemas monofásicos).

Conectando los generadores en un punto común si las cargas son equilibradas, las corrientes (de frecuencia fundamental) en los conductores de retorno suman cero, el sistema es balanceado, la corriente en el conductor es muy pequeña, el conductor de retorno puede ser de sección mínima o directamente eliminarse.

Si se presenta desequilibrio en las cargas, y no hay neutro, se forzara la suma de corrientes de fases a ser cero, entonces se modificaran las tensiones sobre las cargas para cumplir esta condición, pero las cargas tendrán tensiones aplicadas distintas en cada fase, como si el sistema no fuera simétrico, obsérvese que el neutro de las cargas presenta tensión respecto del centro estrella de los generadores.

Si se desea alimentar cargas monofásicas con 3 hilos estas se deben conectar entre fases, en esta forma la suma de corrientes sigue siendo cero. Por razones de seguridad, entre otras, un punto del sistema de distribución se pone a tierra, nuestro sistema en D tendrá una fase a tierra, si se desea que las cargas monofásicas estén conectadas entre fase y tierra, solo dos fases podrán suministrar alimentación a cargas monofásicas.

Las cargas de baja potencia es posible alimentarlas con tensión mas baja que la tensión de fase, esto se ha hecho dividiendo una de las fases del triangulo por la mitad, conectando el centro a tierra, y alimentando los usuarios de baja potencia entre tierra y fase, y al resto en forma trifásica.

Se tienen distintas formas de distribución de energía eléctrica en baja tensión, repasemos la clasificación de los sistemas

• tres fases, cuatro hilos (siendo Y la forma habitual en nuestro medio) • tres fases, 3 hilos (aplicable en instalaciones industriales) • tres fases, 3 hilos en D, una fase a tierra (las cargas monofásicas se alimentan entre tierra – neutro

y una línea, se aplica tensión entre líneas)


32

• tres fases, 4 hilos en D, el neutro y tierra en el centro de una fase (a las cargas monofásicas se alimentan entre tierra – neutro y una línea, se aplica la mitad de la tensión entre líneas) Estos sistemas se originan desde una red de media tensión, estando conectados a través de

transformadores (trifásicos o bancos monofásicos) • transformador D / Y puede originar el sistema trifásico de 4 hilos o 3 hilos • transformador Y / Y aunque equivalente al anterior, puede presentar algunas dificultades • transformador Y / D pueden originar sistemas trifásico de 3 hilos, si una de las fases del D esta

dividida puede ser un sistema de 4 hilos con tensión de fase mitad, análogamente un transformador D / D

• Transformador V / V (delta abierto) origina un sistema trifásico de 3 hilos, la alimentación de media tensión se puede hacer con dos tensiones de línea si el sistema es de 3 hilos, o si el sistema es de 4 hilos se puede hacer con dos tensiones fase neutro (desfasadas 120 grados) y una de las fases de baja tensión se invierte (defasaje 60 grados) obteniéndose en baja tensión el triangulo

• monofásico alimentado con tensión entre líneas • monofásico alimentado con tensión línea neutro (a tierra - se encuentra en distribución rural)

Tema 1 Planeamiento de sistemas de distribución. 2007... · Aunque parezca que no vale la pena,...

Documents

Transcript of Tema 1 Planeamiento de sistemas de distribución. 2007... · Aunque parezca que no vale la pena,...