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Universidad de La Salle Universidad de La Salle
Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle
Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería
1-1-2007
Modelo técnico económico de sustitución de líneas de baja Modelo técnico económico de sustitución de líneas de baja
tensión por líneas de media tensión en sistemas de distribución tensión por líneas de media tensión en sistemas de distribución
Wilson Guiovani López Fuentes Universidad de La Salle, Bogotá
Wilson Raúl Ballén Chillón Universidad de La Salle, Bogotá
Follow this and additional works at: https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica
Citación recomendada Citación recomendada López Fuentes, W. G., & Ballén Chillón, W. R. (2007). Modelo técnico económico de sustitución de líneas de baja tensión por líneas de media tensión en sistemas de distribución. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/101
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MODELO TÉCNICO ECONÓMICO DE SUSTITUCIÓN DE LÍNEAS DE BAJA TENSIÓN POR LÍNEAS DE MEDIA TENSION EN SISTEMAS DE
DISTRIBUCIÓN
WILSON GUIOVANI LÓPEZ FUENTES WILSON RAÚL BALLÉN CHILLÓN
UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ D.C. 2007
MODELO TÉCNICO ECONÓMICO DE SUSTITUCIÓN DE LÍNEAS DE BAJA TENSIÓN POR LÍNEAS DE MEDIA TENSIÓN EN SISTEMAS DE
DISTRIBUCIÓN
WILSON GUIOVANI LÓPEZ FUENTES WILSON RAÚL BALLÉN CHILLÓN
Trabajo Final de Grado para optar por el título de Ingeniero Electricista
Director: GERMÁN GUERRERO Ingeniero Electricista
UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ D.C. 2007
Nota de aceptación:
Ing. Germán Guerrero DIRECTOR DEL PROYECTO
Ing. Julio Cesar García
JURADO DEL PROYECTO
Ing. José Carlos Romero JURADO DEL PROYECTO
OBSERVACIONES DE LOS JURADOS
A mi madre por que sin su amor, confianza y esfuerzo nada de esto hubiera sido posible A mi tía y mi padre gracias por su apoyo y su fe en mí. A Isabel Claro que esta conmigo en todo momento. A mis familiares y verdaderos amigos por su apoyo y preocupación. A Dios que puso a todas las personas que tienen confianza en mi camino aunque ya no estén conmigo Wilson Guivani López Fuentes
A Dios por darme la fortaleza necesaria para salir adelante. A mis adorados padres por todo su amor y apoyo incondicional a pesar de todos los inconvenientes A mi esposa divina por todo su cariño y toda la fe que deposito en mí aún en los momentos más difíciles A mis hermanos por su grandiosa colaboración y compañía A mi sobrina y cuñada por su amor y sus incansables travesuras Wilson Raúl Ballén Chillón
AGRADECIMIENTOS
Los autores expresan su agradecimiento a: A Germán Guerrero, Ingeniero Electricista Gestor y Director del Proyecto. A Oscar Bulla, Ingeniero Electricista. Colaborador, Profesional de Distribución,
CODENSA S.A. ESP A Gustavo Arciniegas. Colaborador, Coordinador Trabajo de Grado. A La Empresa LIVING S.A. A La Empresa CODENSA S.A. ESP A La Universidad De La Salle A Todas y cada una de las personas que de una u otra forma colaboraron con la
realización de este trabajo
Ni la Universidad, ni el asesor, ni el jurado calificador son responsables por las ideas aquí expuestas
UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Wilson Guiovani López Fuentes 1 Wilson Raúl Ballén Chillón
RESUMEN .............................................................................................................. 8 INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 9 1 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ....................... 11 COMPONENTES DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ........................... 12
1.2 PÉRDIDAS DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN..................................... 13
1.2.1 Pérdidas Técnicas ...................................................................................... 14
1.2.2 Cálculo de pérdidas eléctricas.................................................................... 15
1.2.3 Factor de pérdidas...................................................................................... 15
1.2.4 Pérdidas en conductores ............................................................................ 16
1.2.5 Pérdidas en transformadores ..................................................................... 19
1.2.6 Pérdidas No Técnicas................................................................................. 20
2 REDES ACTUALES DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA
ZONA DE ESTUDIO................................................................................... 22 2.1 LEVANTAMIENTO DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN........................... 22
2.2 NÚMERO DE TRANSFORMADORES Y CANTIDAD A ANALIZAR............ 26
2.3 RECOLECCIÓN Y ANÁLISIS DE INFORMACIÓN ..................................... 29
2.3.1 Datos de levantamiento. ............................................................................. 29
2.3.2 Ejemplo del levantamiento de un circuito ................................................... 30
2.4 PÉRDIDAS DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ACTUAL. ......................... 33
2.4.1 Análisis de pérdidas en transformadores.................................................... 33
2.4.2 Análisis de pérdidas en red de BT.............................................................. 37
2.4.3 Resumen general de pérdidas del sistema de distribución actual. ............. 40
3. DISEÑO DE KILÓMETRO TÍPICO DE LAS REDES ACTUALES DEL
SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA ZONA DE ESTUDIO........................ 42
UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Wilson Guiovani López Fuentes 22 Wilson Raúl Ballén Chillón
4. DISEÑO DE REDES DEL NUEVO SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN URBANA
DE LA ZONA DE ESTUDIO........................................................................ 54 4.1 GENERALIDADES ..................................................................................... 54
4.2 DISEÑO DEL SISTEMA PROPUESTO. ..................................................... 55
4.2.1 Características de los transformadores a ser ubicados en el diseño.......... 57
4.2.2 Características de los conductores............................................................. 59
4.3 ANÁLISIS DE PÉRDIDAS DEL SISTEMA PROPUESTO ........................... 60
4.3.1 Análisis de pérdidas en los transformadores. ............................................. 68
4.3.2 Análisis de pérdidas en red BT................................................................... 70
4.3.3 Resumen general de pérdidas del sistema propuesto................................ 71
5 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA VIABILIDAD DEL PROYECTO ............... 75 5.1 VALOR PRESENTE NETO......................................................................... 75
5.2 RELACIÓN BENEFICIO COSTO................................................................ 76
5.3 RESUMEN FINANCIERO DEL PROYECTO .............................................. 85
CONCLUSIONES.................................................................................................. 87 RECOMENDACIONES ......................................................................................... 89 BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................................... 90
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Wilson Guiovani López Fuentes 33 Wilson Raúl Ballén Chillón
LISTA DE TABLAS
TABLA 1 .VOLTAJES NOMINALES DE DISTRIBUCIÓN. .................................... 13
TABLA 2. RELACIÓN DE PÉRDIDAS TÉCNICAS ............................................... 14
TABLA 3. NÚMERO DE TRANSFORMADORES ................................................. 26
TABLA 4. TRANSFORMADORES Y ANÁLISIS PARA DESVIACIÓN ESTÁNDAR.
........................................................................................................... 27
TABLA 5. TABLA DE RECOLECCIÓN DE DATOS EN TERRENO...................... 29
TABLA 6. DATOS DE LEVANTAMIENTO CENTRO DE DISTRIBUCIÓN 17840 Y
PF 6200921. ....................................................................................... 32
TABLA 7 .CARACTERÍSTICAS DE LOS TRANSFORMADORES........................ 34
TABLA 8. PÉRDIDAS DE LOS TRANSFORMADORES SISTEMA DE
DISTRIBUCIÓN ACTUAL................................................................... 36
TABLA 9. PÉRDIDAS DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE BAJA TENSIÓN
ACTUAL. ............................................................................................ 39
TABLA 10. RESUMEN GENERAL DE PÉRDIDAS EN EL SISTEMA DE
DISTRIBUCIÓN ACTUAL................................................................... 40
TABLA 11 .CANTIDAD DE POSTES EN EL KILÓMETRO TÍPICO ACTUAL....... 44
TABLA 12 .DESCRIPCIÓN DE ESTRUCTURAS POR POSTE, COSTO Y MANO
DE OBRA ........................................................................................... 46
TABLA 13. NÚMERO DE USUARIOS CONECTADOS POR ESTRUCTURA O
POSTE. KM TÍPICO ACTUAL ............................................................ 46
TABLA 14. USUARIOS CLASIFICADOS KM TÍPICO POR CONSUMO .............. 48
TABLA 15. ANÁLISIS DE PÉRDIDAS BT Y ACOMETIDAS KILÓMETRO TÍPICO.
........................................................................................................... 52
TABLA 16. ANÁLISIS DE PÉRDIDAS EN EL TRANSFORMADOR KILÓMETRO
TÍPICO................................................................................................ 52
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Wilson Guiovani López Fuentes 44 Wilson Raúl Ballén Chillón
TABLA 17. RESUMEN GENERAL PÉRDIDAS DEL CIRCUITO KILÓMETRO
TÍPICO................................................................................................ 52
TABLA 18. CARGA MÁXIMA DIVERSIFICADA RESIDENCIAL E.E.B................. 56
TABLA 19. CAPACIDAD DE TRANSFORMADORES A INSTALAR..................... 58
TABLA 20. CARACTERÍSTICAS DE LOS CONDUCTORES DEL NUEVO
DISEÑO.............................................................................................. 59
TABLA 21. NÚMERO DE USUARIOS CONECTADOS POR ESTRUCTURA O
POSTE KM TÍPICO PROPUESTO..................................................... 63
TABLA 22. INVERSIÓN TOTAL DEL NUEVO DISEÑO DE KILÓMETRO TÍPICO
PROPUESTO ..................................................................................... 64
TABLA 23. TRANSFORMADORES A INSTALAR EN EL DISEÑO DE REDES
PROPUESTAS ................................................................................... 66
TABLA 24. PÉRDIDAS EN HIERRO Y COBRE DE TRANSFORMADORES
PROPUESTOS................................................................................... 68
TABLA 25. ANÁLISIS DE PÉRDIDAS EN TRANSFORMADORES REDES
PROPUESTAS ................................................................................... 69
TABLA 26. ANÁLISIS DE PÉRDIDAS EN BAJA TENSIÓN PROPUESTAS ........ 71
TABLA 27. RESUMEN GENERAL DE PÉRDIDAS EN TRANSFORMADORES EN
EL SISTEMA PROPUESTO ............................................................... 72
TABLA 28. RESUMEN GENERAL DE PÉRDIDAS EN REDES DE BT EN EL
SISTEMA PROPUESTO .................................................................... 72
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Wilson Guiovani López Fuentes 55 Wilson Raúl Ballén Chillón
LISTA DE ILUSTRACIONES
ILUSTRACIÓN 1. DIAGRAMA GENERAL DE UN SISTEMA ELÉCTRICO DE
ENERGÍA ------------------------------------------------------------------- 12
ILUSTRACIÓN 2 RÓTULO DE MARCACIÓN DE CENTROS DE DISTRIBUCIÓN
(CD) -------------------------------------------------------------------------- 23
ILUSTRACIÓN 3 PLANO DE LEVANTAMIENTO PREVIO DE LA ZONA ---------- 25
ILUSTRACIÓN 4 PORCENTAJE DE TRANSFORMADORES------------------------- 26
ILUSTRACIÓN 5 PLANO DE LEVANTAMIENTO DE TRANSFORMADOR DE 30
KVA CON CD:17840 Y PF:6200921 ----------------------------------- 31
ILUSTRACIÓN 6 EJEMPLO DEL DIAGRAMA DE ETAP DEL CENTRO DE
DISTRIBUCIÓN CD:30866. ---------------------------------------------- 37
ILUSTRACIÓN 7 EJEMPLO DEL FLUJO DE CARGA DE ETAP DEL CENTRO DE
DISTRIBUCIÓN CD:30866 ----------------------------------------------- 38
ILUSTRACIÓN 8 FIGURA DEL KILÓMETRO TÍPICO DE LAS REDES
ACTUALES. ------------------------------------------------------------------ 43
ILUSTRACIÓN 9 DISEÑO EN ETAP DEL KILÓMETRO TÍPICO ACTUAL -------- 50
ILUSTRACIÓN 10 FLUJO DE CARGA DEL KILÓMETRO TÍPICO DE LAS REDES
ACTUALES ------------------------------------------------------------------- 51
ILUSTRACIÓN 11 REDISEÑO DEL KM TÍPICO ACTUAL PARA NUEVO DISEÑO
DE REDES PROPUESTAS ---------------------------------------------- 62
ILUSTRACIÓN 12 DISEÑO DEL CIRCUITO KILÓMETRO TÍPICO CON REDES
PROPUESTAS--------------------------------------------------------------- 65
ILUSTRACIÓN 13 FIGURA DEL KILÓMETRO TÍPICO DE LAS REDES
PROPUESTAS FLUJO DE CARGA------------------------------------ 67
ILUSTRACIÓN 14 ESQUEMA DEL VALOR PRESENTE NETO---------------------- 76
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Wilson Guiovani López Fuentes 66 Wilson Raúl Ballén Chillón
GLOSARIO
CIRCUITO: Trayecto o ruta de una corriente eléctrica formado por conductores,
que transporta energía eléctrica entre fuentes (centrales eléctricas) y cargas
(consumidores). CONDUCTOR: Material que opone mínima resistencia ante una corriente
eléctrica. CORRIENTE: Es el flujo de electrones a través de un conductor. Su intensidad se
mide en Amperes (A). CENTRO DE DISTRIBUCIÓN: el nombre o referencia de donde se encuentran
ubicados los transformadores donde se transforma el voltaje de media tensión a
baja tensión.
OPERADOR DE RED: Operador de red es quien se encarga de la planeación de
la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de
un Sistema de Transmisión Regional o Sistema de Distribución Local. Los activos
pueden ser de su propiedad o de terceros. ENERGÍA: Capacidad de un sistema para realizar un trabajo. ENERGÍA ELÉCTRICA: Es la producida por un generador cuando gira en un
campo electromagnético. El generador produce una energía que es igual a la
potencia (W) multiplicada por el tiempo de funcionamiento. La energía eléctrica se
mide en vatios por hora (Wh); 1.000 Wh=1 kWh. (Un kilovatio). kV: Kilovoltio = 1.000 voltios
kVA: Kilo Volt Ampere. Es la potencia aparente.
kW: Kilowatt: unidad equivalente a 1.000 watts.
kWh: Kilowatt-hora. Unidad de energía utilizada para registrar los consumos.
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Wilson Guiovani López Fuentes 77 Wilson Raúl Ballén Chillón
MW: Megawatt o megavatio: unidad de consumo de energía equivalente a un
millón de vatios: 1.000 kW.
NODO: Punto determinado donde convergen líneas de distribución de energía
eléctrica.
PÉRDIDAS NO TÉCNICAS: Es la energía consumida en el sistema, la cual no es
facturada, excluyendo las pérdidas técnicas. Puede ser por fraude, errores o
anomalías de medición, clientes auto conectados o con servicio directo.
PÉRDIDAS TÉCNICAS: Es la energía consumida por los equipos propios de los
sistemas de generación, transmisión y distribución.
POTENCIA: Es la capacidad de producir o demandar energía por unidad de
tiempo. Se mide en vatios (W); 1.000 W = 1 kW.
POTENCIA INSTALADA: Es la capacidad de la instalación eléctrica.
SUBESTACIÓN TRANSFORMADORA: Instalación eléctrica donde se rebaja la
tensión en un nivel inferior al de las estaciones transformadoras. TENSIÓN: Se considera tensión eléctrica a la diferencia de potencial que existe
entre dos puntos de un circuito eléctrico. Simbolizada con V. TRANSFORMADOR: Máquina o equipo electromagnético que permite aumentar o
disminuir el voltaje o tensión en un circuito eléctrico de corriente alterna,
manteniendo la frecuencia
TRANSPORTE: Sistema de transmisión.
VATIO: Unidad de potencia watt (W).
VOLT o VOLTIO (V): Unidad que mide la tensión. En la industria eléctrica se usa
también el kilovolt (kV) que equivale a 1.000 V.
WATT (W): es la unidad de potencia del Sistema Internacional de Unidades. Su
símbolo es W. Es el equivalente a 1 julio por segundo (1 J/s)
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Wilson Guiovani López Fuentes 88 Wilson Raúl Ballén Chillón
RESUMEN
El fin de este proyecto de grado es el estudio de la viabilidad de la sustitución de las
redes de distribución aéreas urbanas trifásicas y monofásicas de baja tensión (208 /
120V), reemplazándolas por redes aéreas urbanas trifásicas o monofásicas de
distribución de media tensión.
El sistema actual está constituido por redes eléctricas de media tensión distribuidas
en terreno con sus debidas estructuras y de acuerdo a las necesidades de carga de
los usuarios llevan instalados equipos de transformación (transformadores), en el
caso actual con una capacidad elevada para un gran grupo de usuarios y tiene por
función reducir el nivel de tensión para poder ser distribuidas por redes de baja
tensión y así llegar por medio de acometidas al usuario final.
El sistema propuesto se compone o se constituye por redes eléctricas de media
tensión, más la ampliación de las mismas redes y sus debidas estructuras, para
instalar transformadores de baja capacidad con un grupo menor de usuarios y así
suplir la carga de los usuarios directamente del transformador a instalar y sustituir
las redes de baja tensión
Con este nuevo sistema se comprobó por medio de levantamientos de una zona
específica, que el nivel de pérdidas se disminuye del 10.86 % al 5.61 %, ya que del
trasformador salen directamente las acometidas a los usuarios reduciendo las
pérdidas en las líneas baja tensión.
La empresa le brinda una mayor confiabilidad del servicio de energía, al disminuir el
número de personas afectadas en caso de falla de un trasformador dando
seguridad y confianza, además se bajará la contaminación visual en las vías.
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Wilson Guiovani López Fuentes 99 Wilson Raúl Ballén Chillón
INTRODUCCIÓN Este proyecto de grado tiene como fin el estudio, cálculo y diseño para mirar la
viabilidad de sustituir las redes eléctricas aéreas de baja tensión que se alimentan
de transformadores de diversas capacidades(15, 30, 45, 75, 112.5, 150) kVA, a
nivel residencial y comercial que interconectan el sistema de distribución, como la
posible solución para la reducción de los niveles de pérdidas técnicas o no
técnicas que existe en el sistema de distribución aéreo, buscando la disminución
de pérdidas económicas de una empresa distribuidora de energía, evitando el
crecimiento de pérdidas de energía en todos los aspectos.
La distribución de energía eléctrica es una actividad cuyas metodologías están en
un proceso constante de evolución reflejada en el tipo de equipos y herramientas
utilizadas en los tipos de estructuras, en los materiales con los que se construyen
las redes de distribución y en los métodos de trabajo de las cuadrillas de
construcción y mantenimiento. En la actual situación económica del país, las
empresas distribuidoras de energía deben estar al margen de los procesos
evolutivos de desarrollo para la mejor prestación del servicio de energía, por esto
uno de los factores más importantes en la prestación del servicio es garantizar un
excelente servicio al usuario final.
El capítulo primero presenta los conceptos básicos de redes de distribución,
niveles de pérdidas y demás temas concernientes al futuro manejo del proyecto.
El segundo capítulo refiere a la metodología para hallar la muestra del estudio en
cuestión por medio de un análisis estadístico, utilizando para ello los parámetros
como error, nivel de confianza y la desviación estándar de la población y así se
tomara el kilómetro típico para hacer el estudio.
UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Wilson Guiovani López Fuentes 1010 Wilson Raúl Ballén Chillón
Se indicará como se realizó el levantamiento del sistema de distribución aéreo de
MT como de BT en la zona estudiada y la tabla de datos que se conformó con la
siguiente información, centro de distribución (CD), punto físico (PF), nodos, cliente
o usuario, tipo de cuenta 3Φ, 2Φ, 1Φ, longitud de acometida, potencia promedio
mensual.
El capítulo tercero y cuarto desarrolla desde el circuito típico propuesto hasta el
estudio del mismo ya que este capítulo muestra la sustitución de redes de baja
tensión presentes en el sistema actual por las redes de media tensión alimentando
la carga de los usuarios con acometidas monofásicas y trifásicas directamente de
los transformadores pasando por una caja de derivación, incluyendo lo referente a
pérdidas de energía en todo el nuevo sistema
En el último capítulo se estudiará la viabilidad del proyecto, mediante un análisis
financiero, tomando las inversiones que conlleva la construcción de la alternativa
tanto del kilómetro típico actual como del kilómetro propuesto a nivel de pérdidas
de cada uno de ellos, esto en inversión de dinero, sacando como conclusión si es
o no es viable la realización de dicho proyecto
UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Wilson Guiovani López Fuentes 11 Wilson Raúl Ballén Chillón
1 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
GENERALIDADES DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN El sistema eléctrico está dividido en tres grandes estructuras: la generación, la
transmisión y la distribución de energía; además de la acción de la
comercialización.
La generación se basa en Colombia en centrales térmicas e hidráulicas. Éstas a
su vez se interconectan entre si por líneas de transmisión nacionales de alta
tensión que tienen la función de llevar la energía de las centrales eléctricas hasta
una subcentral o subestación ubicada estratégicamente en los centros de
consumo de energía.
Estas subcentrales tienen como función transformar alta tensión en media tensión
para así poder ser distribuida en el sector urbano como el rural en niveles de
tensión de 11.4, 13.2 y 34.5 kVA dependiendo de las necesidades de carga de
sector.
El sistema de distribución requiere de un especial cuidado en el planeamiento,
diseño, construcción y operación del mismo. Esto implica que la información con la
que se trabaja es voluminosa. Por lo tanto es viable comentar que por el gran
volumen de componentes como, conductores, equipos, protecciones y
conexiones, es donde se encuentra el mayor porcentaje de pérdidas de energía.
Los operadores de red están en la obligación de atender las demandas de servicio
de energía y deben planear y efectuar sus requerimientos de mayor capacidad
para atender la nueva demanda.
UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
COMPONENTES DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
Ilustración 1. Diagrama general de un sistema eléctrico de energía Los sistemas de distribución se encuentran conformados por los varios
componentes, la ilustración 1 enseña la composición general del sistema de
generación, transmisión y distribución y a continuación una descripción breve de
cada componente.
Subestaciones de transformación de alta a media tensión: tienen la función de
recibir las líneas de alta tensión proveniente de las plantas generadoras y
transformar la salida en media tensión para poder ser distribuida. El nivel de
tensión equivale entre 25-132 kV
Circuitos primarios: los que distribuyen la tensión desde la salida de la subestación
hasta los transformadores ubicados en los postes, los niveles de tensión se
Wilson Guiovani López Fuentes 1212 Wilson Raúl Ballén Chillón
UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Wilson Guiovani López Fuentes 1313 Wilson Raúl Ballén Chillón
encuentran entre 11.4, 13.2 kVA urbanas y rurales, 34.5 kVA rural, generalmente
éste nivel de tensión es para tipo industrial.
Transformadores: equipos que tienen por función aumentar o disminuir el nivel de
tensión dependiendo de las necesidades de carga de los usuarios y de la red.
Circuitos secundarios: están conectados a la salida del transformador e
interconecta a todos los usuarios de cada circuito, cada red secundaria está
conectada a un centro de transformación o transformador, dependiendo de su
capacidad y de la demanda de carga es el número de usuarios que puede tener.
De está red secundaria por medio de acometidas llega el servicio a los usuarios.
En los circuitos de distribución secundarios podemos encontrar los siguientes
voltajes nominales de distribución (Tabla 1), estos son de redes urbanas y rurales
que permiten dar suministro de servicio residencial, comercial
Monofásico trifilar 240/120 Punto central a tierra
Trifásicos tetrafilar 208/120 220/127
Neutro a tierra
Tabla 1. Voltajes nominales de distribución. 1.2 PÉRDIDAS DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN Las pérdidas de energía en el sistema eléctrico Colombiano se han venido
incrementando en los últimos años hasta alcanzar niveles del orden de 22% de la
energía total disponible en las plantas generadoras .Estas pérdidas están
caracterizadas en pérdidas técnicas y pérdidas no técnicas
El comportamiento de pérdidas crecientes en las empresas podría explicarse por diversos factores, entre los que se incluirían:
UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Wilson Guiovani López Fuentes 1414 Wilson Raúl Ballén Chillón
• Carencia de una gestión integrada tendiente a reducir el nivel de pérdidas.
• Deterioro de la situación económica: incremento de subnormales, robos de energía y zonas de orden público, también la disminución de recursos disponibles, en especial en las empresas estatales, para invertir en planes que permitan disminuir las pérdidas.
• Falta de apoyo de algunas entidades gubernamentales en la gestión de pérdidas que debe realizar la empresa y diferencias culturales que en algunas zonas que limitan los resultados en la reducción de las pérdidas (no pago, no cobro coactivo efectivo).
1.2.1 Pérdidas Técnicas
Las pérdidas técnicas comprenden: pérdidas de I²R en redes primarias y
secundarias y del hierro del núcleo de los transformadores.
Del total de pérdidas las 2/3 partes corresponden a pérdidas técnicas, de las
cuales una gran parte del orden del 12% de la energía disponible al nivel de
generación, corresponde a pérdidas en las redes de distribución, tales pérdidas se
producen en los conductores de los circuitos primarios, secundarios, en los
devanados y núcleo de los transformadores de distribución. (Tabla 2)
EMPRESA
Cambios en Pérdidas técnicas 2000 a 2005
CODENSA 22.06% a 12.41% EPSA 21% a 12.7% EPM 15.1% a 12.2%
COSTA 32.7% a 26% CARIBE 34.4% a 27.5%
Tabla 2. Relación de pérdidas técnicas1
1 Datos de la CREG periodo comprendido entre 2000 al 2005
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Wilson Guiovani López Fuentes 1515 Wilson Raúl Ballén Chillón
1.2.2 Cálculo de pérdidas eléctricas
Las redes de distribución son circuitos eléctricos que tienen características
eléctricas como conexión con líneas eléctricas entre nodos y cargas conectadas a
estos nodos con todo lo que ello implica.
Un circuito de distribución se compone de distintas mallas y redes las cuales
pueden ser trifásicas monofásicas o bifásicas. Existen cargas conectadas a
transformadores por medio de estas mallas. Para hacer un estudio se requiere una
descripción completa del circuito, tipo de malla y carga conectada, un método que
se aplique a sistemas trifásicos servirá para calcular las pérdidas de forma exacta.
Consideremos las redes de distribución como anillos o radios por cada línea que
compone estos anillos en su arranque como en su final podemos encontrar datos
importantes como:
I por fase
V en los barrajes
P y Q de la red
Energía activa y reactiva de la red
1.2.3 Factor de pérdidas
El factor de pérdidas se define como la relación entre el valor medio y el valor
máximo de la potencia disipada en pérdidas en un intervalo de tiempo
considerado.
Fperd = Ppmedio * t / Ppmax * t
UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Los cálculos del factor de pérdidas se trabajan con ecuaciones ya que estos
cálculos se vuelven dispendiosos. La siguiente es la ecuación para trabajar el
factor de pérdidas en función del factor de carga:
Fperd = k Fc + (1 – K) Fc2 formula de Buller
Donde:
Fc = factor de carga
K = coeficiente variable dependiendo de aproximaciones estadísticas.
La ecuación empleada para el cálculo del factor de pérdida en América es:
Fperd = 0.4 Fc + 0.6 Fc2
1.2.4 Pérdidas en conductores Pérdidas de una línea de distribución La caída de una línea de distribución de longitud (L) está dada por:
∆V = IZL La potencia total empleada por la línea vale:
Sp = ∆VI* = IZLI* = I2ZL Pero I = S/ Ve por lo que
2
2
VeZLSSp =
Wilson Guiovani López Fuentes 1616 Wilson Raúl Ballén Chillón
UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
El porcentaje de pérdidas de potencia activa será:
rLVeSPp 2
2
= En Vatios.
El porcentaje de pérdidas se define como:
θϕVeCosLrSPerdidas **100% = Por fase.
Por líneas trifásicas
3LVeVe=
Al reemplazar tenemos:
θϕCosVerLIraredesperdidaspa
L
*100*33% =Φ
Está ecuación muestra la cantidad de potencia que puede ser transmitida para un
% de pérdidas dado, varia inversamente con la longitud de la línea y directamente
con las pérdidas.
LVeSI*3
=
Donde VeL= Voltaje de línea - línea S= Potencia aparente en kVA.
Reemplazando I en ecuaciones anteriores encontramos el % pérdidas totales en
redes trifásicas en función del momento eléctrico SL.
SLKpérdidas *3% 23φ=Φ
θθφ ϕCosV
rKL
223*100
=
Wilson Guiovani López Fuentes 1717 Wilson Raúl Ballén Chillón
UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Para líneas monofásicas trifilares Ve = VeL / 2; al reemplazar Ve se obtiene:
θϕCosVerLIpérdidas
L2
*2001% =Φ
Pero I = S / VeL y reemplazando tenemos:
θϕCosVeSLrpérdidas
L2
)(*2001% =Φ
Tenemos entonces que: % pérdidas 1Φ= K21Φ *Sl
θθφ ϕCosV
rKL
221*200
=
K2 es llamada CONSTANTE DE PÉRDIDAS DEL CONDUCTOR.
El cálculo de pérdidas en redes de distribución se ajusta, considerando cargas en
cualquier punto de la red.
∑=
=n
jj RUdInfPérdidas
1
2*
Donde: RU = Resistencia en ohmios /Kilómetro del conductor. d = distancia entre cargas en metros. nf = Número de fases. Ij = Corriente por el tramo j del circuito. h = Número de tramos.
Wilson Guiovani López Fuentes 1818 Wilson Raúl Ballén Chillón
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Wilson Guiovani López Fuentes 1919 Wilson Raúl Ballén Chillón
1.2.5 Pérdidas en transformadores
En el diseño de transformadores es posible obtener soluciones técnicas en una
variedad de combinaciones de cantidad de materiales básicos. Lo que significa
diferentes alternativas de pesos y pérdidas, tanto para en el hierro, como en el
cobre.
Los pesos, calibres y demás materiales inciden directamente en el costo de
adquisición, pérdidas y en los gastos operativos del transformador
P0: pérdidas en vació (kW).
Son producidas en el circuito magnético, excitado a su tensión nominal.
No varían con la carga. Se las llama también pérdidas en el hierro.
PC: Pérdidas con Carga (kW).
Son producidas el los arrollamientos, cuando circula la corriente nominal. Varían
en proporción al cuadrado de la corriente de carga, Se las llama también pérdidas
en el Cobre.
Las pérdidas de potencia de un transformador están dadas por:
∆Ptrf = ∆Ph + ∆Pc
Donde: ∆Ptrf perdida de potencia en transformador
∆Ph perdida de potencia en el hierro
∆Pc perdida de potencia en el cobre
∆Ph= ∆Phn* (Vf / Vn)²
UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Wilson Guiovani López Fuentes 2020 Wilson Raúl Ballén Chillón
Donde: ∆Ph pérdidas en el hierro bajo voltaje nominal
Vf voltaje de operación
Vn voltaje nominal del transformador
∆Pc = ∆Pcn * (S / Sn)² Donde: ∆Pcn pérdidas de potencia en el cobre bajo carga nominal
S potencia aparente del transformador
Sn capacidad nominal del transformador
1.2.6 Pérdidas no Técnicas Las pérdidas no físicas son las que se han denominado pérdidas negras, que
corresponde a energía no facturada por fraude, mala calibración de medidores
eléctricos, errores en los procesos de facturación, etc.
Factor preocupante en Colombia debido a que no se puede tener control absoluto
sobre el consumo de energía de los usuarios. La gran expansión de las ciudades y
el factor social agravan este aspecto de la distribución de energía.
Conexiones directas y contrabando de energía. Las conexiones directas son todas aquellas donde el usuario se conecta a las
líneas de distribución sin tener un medidor de energía conectado.
En algunas ocasiones este servicio es autorizado temporalmente mientras la
empresa prestadora del servicio autoriza la instalación del mismo, en el sector
rural es más típico ver está clase de servicio dada la lejanía de los predios, el poco
acceso de los funcionarios para hacer revisiones.
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Wilson Guiovani López Fuentes 2121 Wilson Raúl Ballén Chillón
El contrabando se presenta cuando no se le notifica a la empresa prestadora del
servicio la conexión eléctrica, está hecha de forma irregular sin especificaciones
técnicas presentando problemas de puntos o contactos calientes que generan
pérdidas en la red.
Estas conexiones de contrabando se encuentran en casetas en espacio público,
casas en el sector rural y en zonas de subdesarrollo sin planes de ordenamiento
territorial, tiene alto porcentaje en zonas de desplazamiento por diversos factores
como la violencia entre otras.
Medidores fraudulentos Estos casos aunque han disminuido debido a nuevas normas que indica que la
empresa prestadora del servicio es la única que puede hacer modificaciones en
los medidores como el uso de sellos para la seguridad del mismo, todavía se
presentan debido a que el usuario utiliza algún mecanismo para que la energía
consumida sea menor del consumo real y el medidor indique el consumo menor,
en algunas ocasiones después de verificaciones se encuentran fallas o medidores
mal calibrados.
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Wilson Guiovani López Fuentes 2222 Wilson Raúl Ballén Chillón
2 REDES ACTUALES DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA ZONA DE ESTUDIO
2.1 LEVANTAMIENTO DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN La base fundamental del proyecto es la zona donde se va a realizar el
levantamiento de las redes eléctricas, básicamente se realiza una búsqueda para
determinar un circuito típico en el área de influencia rural de CODENSA en zona
norte, sur, oriente, occidente, estas zonas están compuestas por municipios como
Ubaté, La Vega y Mesitas del Colegio.
Con base en estos municipios y de acuerdo con una recolección previa de datos la
zona donde se va a realizar el levantamiento es el municipio de Mesitas del
Colegio, esto debido a que municipio se presta para determinar el circuito típico,
ya que las redes encontradas en está zona cumplen con las expectativas de
montaje de redes eléctricas, tanto de media tensión como de baja tensión, número
de equipos o transformadores en la zona, número de clientes, el terreno de fácil
acceso, normatividad de las redes .
En primera medida el levantamiento comienza en la subestación que transforma el
nivel de tensión a media tensión, que se encuentra con una capacidad instalada
de 35 mW. Se comienza con un levantamiento punto a punto o nodo a nodo lo que
indica que por cada transformador encontrado es un circuito.
Estos circuitos se encuentran plenamente identificados gracias a que se encuentra
una placa en cada centro de transformación. (Ver ilustración 2), En terreno las
capacidades existentes de transformadores fueron 30, 45, 75, 112.5, 150 kVA los
transformadores encontrados todos tenían su placa de verificación o CD (centro
de distribución).
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Aparte de la información de la capacidad de los transformadores punto a punto se
verifica distancia entre postes, propiedades del poste o postes, clase de
estructura, calibre de conductores de media tensión, si hay o no hay protecciones
y una breve descripción de materiales que componen la estructura, cabe anotar
que lo anteriormente descrito es solamente para las redes de media tensión,
puesto que en el levantamiento de las redes de baja tensión se observan detalles
como los anteriormente descritos pero se incluyen también las acometidas por
punto o nodo, calibre de la acometida, distancia de las mismas como también su
clasificación trifásicas, bifásicas o monofásicas.
Ilustración 2 Rótulo de marcación de centros de distribución (CD)
Al hacer el levantamiento punto a punto paralelamente se realiza un plano
eléctrico como cartográfico de los componentes que componen cada circuito con
toda la información descrita anteriormente. (Ver ilustración 3)
Cada uno de estos planos o circuitos tendrán una única marcación que consiste
en el número de centro de distribución (CD), que ayudara a organizar toda la
Wilson Guiovani López Fuentes 2323 Wilson Raúl Ballén Chillón
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Wilson Guiovani López Fuentes 2424 Wilson Raúl Ballén Chillón
información por circuito. Teniendo en cuenta toda la información recolectada en el
levantamiento se hace un filtro y clasificación de la misma.
Cabe aclarar que la información recolectada es de los equipos (transformadores)
que pertenecen a los activos de la empresa CODENSA, esto refiere a que en
algunos lugares del levantamiento se encontraron equipos que pertenecen de uso
exclusivo al usuario, lo que quiere decir que el usuario tiene circuito exclusivo para
el uso del mismo, lo que indica que estos circuitos no entran en el estudio del
proyecto.
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Wilson Guiovani López Fuentes 2525 Wilson Raúl Ballén Chillón
Ilustración 3 Plano de levantamiento previo de la zona
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2.2 NÚMERO DE TRANSFORMADORES Y CANTIDAD A ANALIZAR Los transformadores por circuito levantados y clasificados en terreno hacen parte
de los activos de la empresa distribuidora de energía CODENSA y hacen un total
de 51 transformadores de diferentes capacidades 30, 45, 75, 112.5, 150 kVA.
(Ver tabla 3)
CAPACIDAD TOTAL
30 kVA 12
45 kVA 19
75 kVA 13
112.5 kVA 5
150 kVA 2
TOTAL 51
Tabla 3 Número de transformadores
Ilustración 4 Porcentaje de transformadores
Wilson Guiovani López Fuentes 2626 Wilson Raúl Ballén Chillón
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De los 51 transformadores encontrados en el levantamiento, se utiliza la mayoría
en redes de distribución, esta es la cantidad que se utiliza para sacar la muestra y
saber la cantidad de transformadores o CD a analizar. Todo lo anterior de acuerdo
con la ecuación (1) del anexo 1.
n = Z² * σ² (1) e²
Donde: n dimensión de la muestra Z nivel de confianza deseado e error muestra permitido σ desviación estándar
El nivel de confianza es de un 90% y de acuerdo con la tabla 1 del anexo 1
encontramos que Z = 1.63, el error equivale al 10% (e = 10%) y la desviación
estándar σ se puede encontrar aplicando el siguiente método y con la formula. (2)
X N X * N X^2*N 30 12 360 10800 45 19 855 38475 75 13 975 73125
112,5 5 562,5 63281,25 150 2 300 45000
TOTAL 51 3052,5 230681,25
Tabla 4 Transformadores y análisis para desviación estándar.
∑∑∑ −= 22
2
)/())(( NXNNXσ (2)2
De la ecuación de la desviación estándar
Wilson Guiovani López Fuentes 2727 Wilson Raúl Ballén Chillón
2 BERENSO M.L. Estadística para Administradores y economía
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Wilson Guiovani López Fuentes 2828 Wilson Raúl Ballén Chillón
Donde,
N cantidad de transformadores
X datos de muestra (capacidades nominales de los transformadores).
Aplicando la ecuación encontramos que la desviación estándar es:
σ= 30.67
Σ N² = 2601
Σ X*N = 3052.5
(Σ X*N)² = 9317756,25
(Σ X^2*N)*(Σ X) = 11764743,8 ((Σ X^2*N)*(Σ X) - (Σ X*N)²) / (Σ N²) = 940.78
σ= √940.78
σ= 30.67
Aplicando la ecuación (1) tenemos:
n = (1.63)² * (30.67)² = 24.99 10 ²
Se encuentra un valor de ≈ 25 transformadores en total para analizar, para la
selección entre las diferentes capacidades de los transformadores se tiene en
cuenta el porcentaje encontrado. (Ver ilustración 4).
Se selecciona una muestra aleatoria teniendo en cuenta el porcentaje existente de
equipos con respecto a los 51 transformadores en total.
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2.3 RECOLECCIÓN Y ANÁLISIS DE INFORMACIÓN 2.3.1 Datos de levantamiento. Al inicio del levantamiento es de vital importancia la clasificación de toda la
información y trazar un plan de trabajo que sirva para no dejar pasar detalle en la
recolección de datos, ya que de estos depende la confiabilidad del proyecto. Los
pasos a seguir para trazar el plan de trabajo son los siguientes:
Recolección de datos: se toman en terreno en el sitio donde se encuentra el
transformador y se procede a llenar una tabla de datos (Ver tabla 5). En está tabla
se toman los datos de transformador como los del circuito de baja tensión.
Secuencia de almacenamiento de datos: se almacenan datos generales, dirección,
punto físico (PF), centro de distribución (CD), nodo de conexión del usuario,
número de usuario, tipo de acometida y el consumo promedio del usuario.
CD (centr. distr.)
PF (punto físico)
Nodo
Cliente
Tipo acom.
Long acom.
Direcc.
Cons.
prome. # de 5 dígitos
# de 7 dígitos
# de x dígitos
# de x dígitos
1, 2, 3
X (mts)
Crr, Av, Cll, Diag, vereda
kW. / mes
Placa
Ubicada
en cada
trafo
# pintados
verticalmente
en cada trafo
# referencia
ubicación
levantamiento
# de
referencia
del
usuario
Mono,
bi o
trifásica
Distancia
entre el
nodo y el
medidor
Dirección
del
predio
Consumo
del
usuario
Tabla 5 Tabla de recolección de datos en terreno. Paralelamente a la toma de datos en las tablas se trabaja en el plano, ubicando el
transformador con su respectivo CD o PF, verificando tipo de estructura,
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Wilson Guiovani López Fuentes 3030 Wilson Raúl Ballén Chillón
composición de materiales, calibre de conductores, circuito de baja tensión. (Ver
ilustración 5)
2.3.2 Ejemplo del levantamiento de un circuito A continuación se mostrará un ejemplo de un levantamiento de un circuito para un
transformador de 30 kVA con centro de distribución 17840 y punto físico 6200921.
Así como se realizó el levantamiento de este circuito para la zona de estudio, se
realiza el mismo procedimiento para cada uno de los circuitos o transformadores
encontrados en el levantamiento, igualmente se estandariza la base de los datos y
demás características antes descritas. Originalmente el plano se traza a mano
(ilustración 4), después al realizar la recopilación de datos, el plano se diseña en
Autocad con los datos encontrados (ilustración 6).
En este plano se encuentra la ubicación del transformador, capacidad, CD, PF,
calibre de las redes de BT, distancia entre nodos o postes, características del
poste donde cada poste tiene una numeración que significa el nodo, lo que sirve
para ubicar el punto de conexión de los usuarios y cuantos de ellos están
conectados a ese punto. Las convenciones utilizadas en la elaboración de estos
planos son las que se encuentran en la normativa de la empresa distribuidora de
energía CODENSA3.
3 Convenciones para planos de levantamiento y diseño de redes de distribución de media y baja tensión. Normas Codensa Tomo 1 LA Convenciones
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Ilustración 5 Plano de levantamiento de transformador de 30 kVA con CD:17840 y PF:6200921
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Para el circuito con centro de distribución 17840 y punto físico 6200921 los datos
generales del levantamiento se muestran el la TABLA 6.
CD PF NODO TIPO LONG. ACOM.
(m) DIRECCIÓN
CONSUMO PROMEDIO
(kW) 17840 6200921 12 1 12 CR 7 N 6 B-06 152,3 17840 6200921 151 1 8 CR 2 B N 6 B-15 47,1 17840 6200921 151 1 10 CR 2 B N 6 B-31 63,2 17840 6200921 16 1 20 CL 6 B N 2 A-61 116,9 17840 6200921 16 1 8 CL 6 B N 2 A-64 152,3 17840 6200921 18 1 10 CL 6 N 2 A-10 78,2 17840 6200921 234 1 20 CL 5 B N 2 A-34 136,4 17840 6200921 11 1 3 CR 3 5C-77 1,0 17840 6200921 121 1 22 CR 3 6B-01 17.9 17840 6200921 121 1 20 CL 6B N 3-09 12,3 17840 6200921 121 1 20 CR 3 CL 6 85,0 17840 6200921 121 1 16 CR 3 CL 6 30,4 17840 6200921 22 3 15 CR 3 152,3 17840 6200921 241 3 5 CL 5C N 2A-112 205,8 17840 6200921 241 1 15 CL 5 N 2B-00 169,0 17840 6200921 242 1 9 CR 3 5C-8INT 1 246,0 17840 6200921 26 1 23 CL 5C N 2A-63 152,3 17840 6200921 26 1 16 CL 5 N 2A-41 37,2 17840 6200921 26 1 25 CL 5 N 2A-35/37 386,0 17840 6200921 26 1 22 CL 5 N 2A-38 145,9 17840 6200921 27 1 29 CL 5C N 5C-01 152,3 17840 6200921 2 1 18 CL 5C N 2-61 151,1 17840 6200921 208 1 17 CL 5C N 2-53 101,3 17840 6200921 235 1 24 CL 5C N 24-29 130,8 17840 6200921 235 1 29 CL 5C N 2A-07 158,2 17840 6200921 246 3 15 CL 5 CR 3 py 152,3
Tabla 6 Datos de levantamiento Centro de Distribución 17840 y PF: 6200921.
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Wilson Guiovani López Fuentes 33 Wilson Raúl Ballén Chillón
Se observa en los levantamientos de estos circuitos que los transformadores están
ubicados en dos tipos de estructura, en poste y en H, cada una de estas
estructuras dependen de la capacidad y el peso del transformador.
Estos tipos de estructura están clasificados bajo unas normas de construcción de
redes que aplican para cada empresa distribuidora de energía, como se ha
mencionado este Municipio está cobijado por la empresa distribuidora de energía
CODENSA, lo que significa que lo encontrado en el terreno obedece a sus normas
de construcción de redes. Éstas estructuras están definidas por el diseñador de la
red.
Lo anteriormente descrito es para el caso de montajes de transformadores, ya que
dependiendo de la configuración de la red la aplicación de otras estructuras como
retenciones, arranques de circuito, templetes, montaje de protecciones y
seccionadores son las que generan el sistema de distribución global, los
materiales que componen estas estructuras están homologados, clasificados y
codificados para que se apliquen a la normativa de la empresa CODENSA.
2.4 PÉRDIDAS DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ACTUAL. 2.4.1 Análisis de pérdidas en transformadores.
Para el análisis de pérdidas de los transformadores y para la aplicación de las
ecuaciones del capítulo anterior es necesario conocer las características de los
transformadores. (Ver tabla 7).
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POTENCIA (kVA)
Po (W)
PCu (W)
15 110 380
30 180 630
45 245 910
75 350 1330
112.5 490 1900
150 610 2390
Tabla 7 Características de los transformadores4 De manera de ejemplo se aplicara el análisis al transformador de 30 kVA con
centro de distribución 17840 y punto físico 6200921.
Transformador: 30 kVA
Carga demandada: 15 kVA
Pérdidas en el hierro: 180 W
Pérdidas en el cobre: 630 W
∆Ptraf = pérdidas de potencia en el transformador
∆Ptraf = ∆Ph + ∆Pc
Donde:
∆Ph = pérdidas en el hierro
∆Pc = pérdidas en el cobre
∆Ph = Po * (Vf / Vn)² 4 Normas técnicas Colombianas 818
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Wilson Guiovani López Fuentes 35 Wilson Raúl Ballén Chillón
Donde:
Po = pérdidas en el hierro nominales
Vf = Vn se asume como igual debido a que no se realizaron mediciones
∆Ph = Po = 0.18 kW
∆Pc = Pcu * (S/Sn)²
Donde:
Pcu = perdida en el cobre
S = potencia de la carga (kVA)
Sn = potencia nominal del transformador (kVA)
∆Pc = 0.630 * (15 / 30)² = 0.157 kW
∆Ptraf = 0.18 kW + 0.157 kW = 0.337 kW
Se realiza el mismo procedimiento para cada uno de los transformadores. (Ver
tabla 8)
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CD PF Transformador (kVA)
Carga (kVA)
dPH (kW)
dPC (kW)
dPtr (kW)
17835 6579854 45 43,6 0,245 0,85 1,10
17836 6579899 30 28,7 0,18 0,58 0,76
17839 6659876 75 70,8 0,35 1,19 1,54
17840 6200921 30 15 0,18 0,16 0,34
17841 6659949 45 39,8 0,245 0,71 0,96
17845 6659984 45 46 0,245 0,95 1,20
17846 6660001 75 48 0,35 0,54 0,89
17848 6660046 45 30,2 0,245 0,41 0,65
17850 6660106 45 33,6 0,245 0,51 0,75
17853 6660154 75 73,3 0,35 1,27 1,62
17855 6660185 112,5 68,91 0,49 0,71 1,20
17873 6060353 75 65,68 0,35 1,02 1,37
17875 6660400 150 82,4 0,61 0,72 1,33
17888 6663667 75 26 0,35 0,16 0,51
17890 6663789 75 46,89 0,35 0,52 0,87
17894 6663883 30 30 0,18 0,63 0,81
17895 6581229 45 20 0,245 0,18 0,42
17897 6665922 45 35,9 0,245 0,58 0,82
17899 6897048 45 44,9 0,245 0,91 1,15
17905 6664017 75 50 0,35 0,59 0,94
17914 6664251 45 44,2 0,245 0,88 1,12
30865 9626461 30 5 0,18 0,02 0,20
30866 6926548 30 15 0,18 0,16 0,34
30867 6926565 30 12 0,18 0,10 0,28
30868 6926608 45 10 0,245 0,04 0,29
Tabla 8 Pérdidas de los transformadores sistema de distribución actual
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2.4.2 Análisis de pérdidas en red de BT
Una vez realizado el análisis de las pérdidas de transformadores se procede a
evaluar las pérdidas en baja y media tensión para hacer un resumen general de
los resultados de pérdidas.
A su vez al finalizar el levantamiento de las redes tanto de baja tensión como de
media se procede por medio del programa Etap a realizar el diagrama como la
introducción de datos en el mismo para realizar un flujo de carga en el sistema de
distribución donde se encontraran las pérdidas en el sistema. (Ver ilustración 6).
Ilustración 6 Ejemplo del diagrama de Etap del centro de distribución CD 30866.
Wilson Guiovani López Fuentes 37 Wilson Raúl Ballén Chillón
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Después de haber realizado los diagramas de los 25 transformadores que se van
a analizar se procede a realizar el flujo de cargas para cada circuito. (Ver
ilustración 7)
Ilustración 7 Ejemplo del flujo de carga de Etap del centro de distribución CD30866
El anterior es un breve ejemplo de cómo se realiza el diagrama y el flujo de carga
de un circuito, el anterior procedimiento se realiza para cada uno de los 25
transformadores por analizar, así mismo el programa Etap realiza los cálculos de
pérdidas en la red de baja tensión como en las acometidas de los usuarios.
Wilson Guiovani López Fuentes 38 Wilson Raúl Ballén Chillón
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Wilson Guiovani López Fuentes 39 Wilson Raúl Ballén Chillón
Con respecto a estos cálculos se realiza el resumen de estas pérdidas por circuito
de red de baja tensión, esto incluye pérdidas en la red de baja tensión como en las
acometidas. (Ver tabla 9).
(Los datos de análisis del CD 30866 se encuentran en el anexo 2 igual que una
breve descripción de los datos suministrados al programa).
CD PF Pr. BT(kW) Pr. Aco. (kW) Per total cto BT(kW)
17835 6579854 1,3 5,70 7,00 17836 6579899 0,7 4,20 4,90 17839 6659876 2,3 10,70 13,00 17840 6926548 0,5 2,00 2,50 17841 6659949 1,2 9,60 10,80 17845 6659984 0,7 5,30 6,00 17846 6660001 0,9 5,60 6,50 17848 6660046 0,4 4,40 4,80 17850 6660106 0,5 4,60 5,10 17853 6660154 5,2 13,50 18,70 17855 6660185 1,2 3,27 4,47 17873 6060353 1,3 3,80 5,10 17875 6660400 2,6 5,20 7,80 17888 6663667 0,43 2,90 3,33 17890 6663789 2,2 3,50 5,70 17894 6663883 0,6 4,70 5,30 17895 6581229 0,4 3,20 3,60 17897 6665922 0,5 4,70 5,20 17899 6897048 1,5 6,60 8,10 17905 6664017 0,59 3,20 3,79 17914 6664251 4,8 11,20 16,00 30865 9626461 0,2 0,50 0,70 30866 6926548 0,3 1,40 1,70 30867 6926565 0,2 0,80 1,00 30868 6926608 0,4 0,90 1,30
Tabla 9 Pérdidas del sistema de distribución de baja tensión actual.
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Wilson Guiovani López Fuentes 40 Wilson Raúl Ballén Chillón
2.4.3 Resumen general de pérdidas del sistema de distribución actual.
De acuerdo con los estudios realizados con anterioridad se encuentra que el factor
de pérdidas5 es 0.3 y el factor de demanda es aproximadamente 0.6.
CD
PF
Trafo (kVA)
Carga (kVA)
Carga (kW)
dPtr. (kW)
Pérdidas en BT(kW)
Pérdidas totales x CTO
17835 6579854 45 43,6 39,24 1,10 7 8,10 17836 6579899 30 28,7 25,83 0,76 4,9 5,66 17839 6659876 75 70,8 63,72 1,54 13 14,54 17840 6926548 30 15 13,5 0,34 2,5 2,84 17841 6659949 45 39,8 35,82 0,96 10,8 11,76 17845 6659984 45 46 41,4 1,20 6 7,20 17846 6660001 75 48 43,2 0,89 6,5 7,39 17848 6660046 45 30,2 27,18 0,65 4,8 5,45 17850 6660106 45 33,6 30,24 0,75 5,1 5,85 17853 6660154 75 73,3 65,97 1,62 18,7 20,32 17855 6660185 112,5 68,91 62,019 1,20 4,47 5,67 17873 6060353 75 65,68 59,112 1,37 5,1 6,47 17875 6660400 150 82,4 74,16 1,33 7,8 9,13 17888 6663667 75 26 23,4 0,51 3,33 3,84 17890 6663789 75 46,89 42,201 0,87 5,7 6,57 17894 6663883 30 30 27 0,81 5,3 6,11 17895 6581229 45 20 18 0,42 3,6 4,02 17897 6665922 45 35,9 32,31 0,82 5,2 6,02 17899 6897048 45 44,9 40,41 1,15 8,1 9,25 17905 6664017 75 50 45 0,94 3,79 4,73 17914 6664251 45 44,2 39,78 1,12 16 17,12 30865 9626461 30 5 4,5 0,20 0,7 0,90 30866 6926548 30 15 13,5 0,34 1,7 2,04 30867 6926565 30 12 10,8 0,28 1 1,28 30868 6926608 45 10 9 0,29 1,3 1,59
∑ Totales 1417,5 985,88 887,292 21,47 152,39 173,86
Tabla 10 Resumen general de pérdidas en el sistema de distribución actual 5 CREG (2002) metodología para definir el índice de pérdidas reconocidas en la actividad de distribución
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Con relación al resumen general de pérdidas en el sistema de distribución (ver
tabla 10) se encuentra que:
Potencia activa = 887.29 kW
Pérdidas de potencia = 152.39 kW
Porcentaje de pérdidas ≈ 17%
Energía total = E = P (kW)*fdem*t
= 887.29 * 0.6 * 8760
= 4663.59 mWh-año
∆E = ∆P * f perd * t
∆E = 152.39 * 0.3 * 8760 = 400.48 mWh-año
∆E = 8.58 %
En el caso de los transformadores
Pérdidas de potencia de los transformadores = 21.47 kW
Pérdidas de energía en el hierro = ∆Eh
∆Eh = ∆Ph * t = 7,08 * 8760 = 62.02 mWh-año
Pérdidas de energía en el cobre = ∆Ec
∆Ec = ∆Pc * t = 14,39 * 0.3 * 8760 = 37.81 mWh-año
∆E = 62.02 mWh-año + 37.81 mWh-año = 99.83 mWh-año
∆E = (99.83 mWh-año * 100 / 4663.59 mWh-año)
∆E = 2.14 %
∆E = 8.58% + 2.14% = 10.72 %
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3. DISEÑO DE KILÓMETRO TÍPICO DE LAS REDES ACTUALES DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA ZONA DE ESTUDIO
Para el diseño del kilómetro típico de las redes actuales de distribución se tienen
en cuenta factores estadísticos como la cantidad de usuarios de los circuitos,
distancias promedio entre nodos o postes, aproximación de usuarios por nodo o
poste, calibres de conductores de MT, BT y acometidas. Todos estos factores
resultan del levantamiento previo de las redes y del análisis de los datos por
circuito, de esto la importancia de tener bien definido y concreto los datos que se
van a recopilar en el levantamiento
De igual manera de acuerdo a estos levantamientos también se toman en cuenta
el tipo de estructura de la red para así más adelante poder tener el cálculo de
materiales de las redes actuales y también de las normas técnicas que aplica cada
empresa distribuidora de energía.
Es de vital importancia tener en cuenta que uno de los aspectos más principales
es el número de usuarios por nodo o poste y su carga, debido a que de estos
valores depende directamente la capacidad de los transformadores que se van a
diseñar para el nuevo diseño.
Después de realizar un análisis de las características de los circuitos y verificando
la existencia del número de transformadores, sus capacidades, número de
usuarios en total de los circuitos, calibres de conductores y también el tipo y
número de estructuras del sistema actual se procede a recopilar la información
para así poder tener el diseño de un kilómetro típico de las redes actuales.
(Ver ilustración 8).
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Ilustración 8 Figura del kilómetro típico de las redes actuales.
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Para el kilómetro típico de las redes actuales, el transformador a instalar es un
transformador de 45 kVA. Este dato se concluye de la toma de datos de las
capacidades de los transformadores encontrados en terreno descritas en la tabla
4. De está tabla se visualiza que el mayor porcentaje (37%) de transformadores
encontrados en terreno corresponden a está capacidad. Por otra parte la carga
aproximada de todos los circuitos es 39.8 kVA y por facilidad de manejo el
trasformador a ubicar por este tipo de carga es uno de 45 kVA.
Para calcular la cantidad de estructuras a utilizar se verifica de acuerdo al
levantamiento previo de las redes y de igual manera que con los transformadores,
se analizan para cada circuito la cantidad de estructuras o postes que lo
componen (tabla 11).
CD Cantidad de postes CD Cantidad de
postes 17835 36 17890 36
17836 26 17894 9
17839 35 17895 6
17840 30 17897 9
17841 15 17899 41
17845 10 17905 38
17846 13 17914 29
17848 16 30865 6
17850 15 30866 7
17853 30 30867 5
17855 22 30868 5
17873 21 promedio 19,64
17875 17 total postes (19.64)+(19.64*0.3)
17888 14 aprox. 26
Tabla 11 Cantidad de postes en el kilómetro típico actual
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Wilson Guiovani López Fuentes 45 Wilson Raúl Ballén Chillón
De acuerdo con lo anterior el kilómetro típico está compuesto de 25.5 postes. Para
valores de aproximación el kilómetro típico será compuesto y analizado para 26
postes, distribuidos en 9 de media tensión compartida con baja tensión y 17
exclusivos de red de baja tensión. El 0.3 que multiplica al promedio de los postes
equivale al crecimiento de la carga, que se asume de una vez para poder trabajar
los dos kilómetros típicos en paralelo con la misma cantidad de postes
Los calibres de conductores como también la distancia entre postes, se relaciona
de igual manera de acuerdo con lo encontrado en el levantamiento. Se realiza un
análisis del estado de cada circuito y sus configuraciones específicas.
Para finales de circuito las distancias promedio se encuentran entre 35 mts y 45
mts. Para estructuras de paso o derivaciones de red las distancias se encuentran
entre 30 mts y 45 mts. Cabe aclarar que estas distancias en la realidad son muy
relativas y todo depende de la posición de la red como también del terreno donde
está instalado el circuito, obligando a construir con distancias mayores o menores.
La descripción de las anteriores distancias cumple con los rangos estipulados por
la empresa encargada de la distribución y suministro de energía en este sector.
Cada poste que se encuentra en el kilómetro típico actual está compuesto por un
diseño de normas de construcción de redes eléctricas de acuerdo a parámetros
establecidos por la empresa distribuidora de energía. La construcción de las
estructuras de cada poste cumple con estas normas que definen la cantidad y el
material utilizado como también las características técnicas.
Las especificaciones de cada poste del kilómetro típico actual en cuanto a
estructura, materiales y mano de obra se visualizan en la tabla 12. Para una
descripción más profunda de la norma aplicada como también de la definición de
los materiales y mano de obra y la razón del número de estructuras a utilizar
remitirse al anexo 3.
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DESCRIPCIÓN CANT. COSTO MATERIAL MANO DE OBRA TOTAL LA202 4 447.148 160.223 2.429.484 LA302 9 252.024 192.402 3.999.834 LA304 7 436.966 277.944 5.004.370 LA306 3 488.005 225.681 2.141.058
LA306 + LA302 2 523.105 424.169 1.894.548 CTU 501 + LA 302 1 5.752.274 2.137.525 7.889.799 CONDUCTORES 1 3.250.000 622.500 3.872.500
COSTO PROYECTO 27.231.593
Tabla 12 Descripción de estructuras por poste, costo y mano de obra
POSTE ESTRUCTURA USU TIPO POSTE ESTRUCTURA USU TIPO 1.2 LA202+CTU501 1 1 1.6 LA306 65 1 1.2 LA202+CTU501 2 1 1.6 LA306 66 3 1.2 LA202+CTU501 3 1 1.6 LA306 67 1 1.3 LA202+LA304 8 1 1.7 LA306 27 1 1.3 LA202+LA304 13 1 1.7 LA306 29 1
1.4.1.1 LA202+LA302 10 1 1.7.1 LA304 20 1 1.4.1.1 LA202+LA302 11 1 1.7.1 LA304 21 1 1.4.1.1 LA202+LA302 12 1 1.8 LA306+LA302 31 3 1.4.2.1 LA202+LA306 72 1 1.8 LA306+LA302 37 3 1.4.2.1 LA202+LA306 75 1 1.8.1 LA302 22 1 1.4.2.1 LA202+LA306 76 1 1.8.1 LA302 23 1 1.4.2.1 LA202+LA306 77 1 1.8.1 LA302 24 1 1.4.2.2 LA304 73 1 1.8.2 LA304 35 1 1.4.2.2 LA304 74 1 1.9 LA302 62 1
1.5 LA304 14 1 1.1.0 LA302 0 0 1.5 LA304 15 1 1.1.0.2 LA302 0 0 1.5 LA304 68 1 1.1.1 LA302 49 1 1.5 LA304 69 1 1.1.1 LA302 50 1 1.5 LA304 70 1 1.1.2 LA302 47 1 1.5 LA304 71 3 1.1.3 LA302 0 0 1.6 LA306 16 1 1.1.4 LA304 46 1 1.6 LA306 18 1 1.1.5 LA302 0 0 1.6 LA306 19 1 1.1.6 LA304 54 1
Tabla 13 Número de usuarios conectados por estructura o poste Km típico actual
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NODO CLIENTE C_ACT_PROM (kWh-mes) C_ACT_PROM (kWh)
12 1 152,3 5,1 12 2 101,3 3,4 12 3 87,7 2,9 13 8 33,7 1,1
1411 10 223,7 7,5 1411 11 119,7 4,0 1411 12 152,3 5,1 13 13 232,8 7,8 15 14 133,1 4,4 15 15 312,6 10,4 16 16 70,1 2,3 16 18 152,3 5,1 16 19 10,8 0,4
171 20 193,4 6,4 171 21 79,7 2,7 181 22 102,2 3,4 181 23 140,6 4,7 181 24 140,4 4,7 17 27 73,2 2,4 18 31 95,6 3,2
182 35 172,0 5,7 18 37 67,9 2,3
114 38 152,3 5,1 112 47 93,1 3,1 111 49 24,1 0,8 111 50 113,1 3,8 116 54 93,6 3,1 19 62 124,6 4,2 17 29 67,4 2,2 16 65 224,1 7,5 16 66 72,3 2,4 16 67 92,9 3,1 15 68 152,3 5,1
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15 69 128,4 4,3 15 70 74,3 2,5 15 71 169,0 5,6
1421 72 152,3 5,1 1422 73 152,3 5,1 1422 74 64,4 2,1 1421 75 21,2 0,7 1421 76 139,1 4,6 1421 77 172,3 5,7
TOT Σ 5.130,9 171 TOT Prom 122,2 4,1
Tabla 14 Usuarios clasificados km típico por consumo
En el estudio de los circuitos encontrados en terreno los usuarios están definidos y
ubicados por su punto de conexión a la red o nodo. El promedio de usuarios por
circuito es de 42 usuarios, la ubicación por nodo de estos usuarios es variable
debido a que los predios en el Municipio no están definidos y ubicados en forma
ordenada, los consumos de los usuarios son tomados de los datos del medidor de
energía instalado en el predio de cada usuario.
En la toma de datos en terreno, uno de los factores que demuestra el
comportamiento y la clasificación de los usuarios es el tipo de acometida que
utilizan, sea monofásica o trifásica, dando como conclusión que la gran mayoría
de los usuarios son de tipo monofásico con un 93%. El nivel de utilización es
básicamente residencial por está razón el tipo trifásico no es muy utilizado
dejándolo básicamente para usos comerciales con un 7%.
Al tener los parámetros principales del kilómetro típico actual ya definidos y
logrando así visualizar una idea general del comportamiento de los circuitos en el
municipio se procede a realizar el montaje de este kilómetro típico en el programa
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Etap para así encontrar las características en cuanto a pérdidas en baja tensión y
en los transformadores.
Los datos se le suministran de acuerdo con el análisis del kilómetro típico actual
en cuanto a distancia entre postes, calibre de acometidas y de conductores,
distancia de las acometidas, capacidad del transformador, tipo de cuenta trifásica
o monofásica. (Ver ilustración 9)
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Ilustración 9 Diseño en Etap del kilómetro típico actual
Wilson Guiovani López Fuentes 50 Wilson Raúl Ballén Chillón
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Al tener este diseño del sistema actual se procede a correr un flujo de carga para
poder realizar el estudio de pérdidas en este circuito típico. (Ver ilustración 10)
Ilustración 10 Flujo de carga del kilómetro típico de las redes actuales
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De acuerdo al diseño previo de las redes del kilómetro típico, las pérdidas en las
redes de BT como en las acometidas se encuentra con el flujo de carga, dando
como resultado un análisis del comportamiento del circuito (Ver tabla 15)
CD PF Perd. BT(kW)
Perd. Acom. (kW)
Per total cto BT(kW)
Km. típico
Km. típico 8.4 11.3 19.7
Tabla 15 Análisis de pérdidas BT y acometidas kilómetro típico.
También se realiza el mismo proceso que se utilizo para hallar las pérdidas en los
transformadores anteriormente descritos. (Ver tabla 16)
CD PF Transformador (kVA)
dPH. (kW)
dPC. (kW)
dPtr. (kW)
Km. típico Km. típico 45 0,23 0,8 1,03
Tabla 16 Análisis de pérdidas en el transformador kilómetro típico.
El resumen general de pérdidas del circuito típico se puede observar en la
siguiente tabla:(Ver tabla17)
CD
PF
Transformador (kVA)
dPtr. (kW)
pérdidas BT (kW)
pérdidas totales (kW)
Km. típico
Km. típico 45 1,03 19.7 20.73
Tabla 17 Resumen general pérdidas del circuito kilómetro típico
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Wilson Guiovani López Fuentes 53 Wilson Raúl Ballén Chillón
La base de datos del flujo de carga del circuito del kilómetro típico de donde se
recopilaron todos los datos pasa así tener el análisis del resumen general se
encuentra en el Anexo 4,
Todo lo anteriormente descrito en este capítulo es la base del futuro diseño del
nuevo sistema de distribución. Ya que lo analizado da unos parámetros de
comparación en cuanto al comportamiento del sistema antiguo contra el diseño del
nuevo sistema.
El nuevo diseño se basa en el kilómetro típico de las redes actuales. En éste
diseño se eliminarán o retirarán todas las redes de BT que desde un principio
estaban conectadas a un único transformador que alimentaba todo el circuito. Se
repotenciarán las redes existentes de MT para cumplir con las nuevas
necesidades del sistema y se instalarán nuevas redes de MT, como también
transformadores de baja capacidad para cumplir la carga demandada por los
usuarios.
El consumo promedio de los usuarios será el mismo y las variaciones de este
nuevo diseño se basaran en calibres de conductores de MT, normalización de
calibres de acometidas, reubicación de cargas y reubicación o retiro de postes
como variación de las distancias de los mismos.
Con base a que no existen redes de BT, la alimentación de los predios de los
usuarios se hará directamente desde cada nuevo transformador y directamente
conectadas a una caja de derivación de acometidas, las estructuras anteriormente
mencionadas serán retiradas y se diseñaran nuevas estructuras para red de MT
de acuerdo con la normativa de la empresa distribuidora de energía.
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4. DISEÑO DE REDES DEL NUEVO SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN URBANA DE LA ZONA DE ESTUDIO
4.1 GENERALIDADES Con el transcurso de los años la generación de modernas y mejores tecnologías
en la fabricación de materiales como también en la evolución de los
transformadores mejorando sus características internas a obligado a la constante
modificación de redes obsoletas para que estén en óptimas condiciones eléctricas,
acorde con las normativas de seguridad y con buen rendimiento.
El diseño y construcción de estas redes de distribución nuevas están construidas
de acuerdo con la necesidad de carga de los usuarios residenciales y también
comerciales ya que según los datos del levantamiento no se tiene registro de gran
actividad industrial en la zona, esto favorece el diseño en simplicidad y costos
debido a que los niveles de tensión manejados en gran mayoría son residenciales
monofásicos. Algunos puntos comerciales tienen circuitos trifásicos, por lo que
hay que tener en cuenta en que puntos están ubicados para así poder
suministrarle la carga necesaria, ya que los electrodomésticos tradicionales
funcionan a 120V y también se necesitan 220V para algunos equipos o
electrodomésticos especiales que poseen algunos usuarios.
Con este diseño se determinarán los costos que genera la construcción de un
nuevo sistema de distribución en cuanto a estructuras, equipos o transformadores
(1Φ, 3Φ), materiales y en la reducción de pérdidas de energía y potencia, todo
esto resumido en el análisis financiero del proyecto, ya que para la construcción
de las redes del diseño propuesto se parte de la base donde prácticamente nada
de las redes existentes va a poder ser utilizado en el montaje del nuevo diseño.
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Wilson Guiovani López Fuentes 55 Wilson Raúl Ballén Chillón
Esto debido a que las redes de baja tensión que están actualmente en uso utilizan
postería de 10m y para el montaje de redes de media tensión por normativas,
diseño y seguridad de los usuarios, las empresas distribuidoras utilizan postes de
12m, además de esto en las estructuras de media tensión se tienen que tener muy
en cuenta los vanos, los conductores, como las distancias de seguridad porque el
nivel de tensión manejado es 13.2 kV.
4.2 DISEÑO DEL SISTEMA PROPUESTO.
Para realizar una idea global de cómo diseñar este nuevo sistema, se fue
analizando desde el comienzo de los levantamientos en terreno y cabe anotar que
de este diseño propuesto se aplicara al resto de los circuitos del municipio o zona
de estudio, ya que en está zona todas las redes de distribución se encuentran de
forma aérea, logrando así la unificación de todos los circuitos.
De acuerdo con un kilómetro típico de redes actuales ya analizado, con su debido
análisis de transformador, distancias entre postes y otros puntos de importancia,
se realiza la tarea de ubicar los transformadores a una distancia promedio de 55m
esto debido a configuración de red, cálculos previos de otros estudios con
respecto al esfuerzo de los postes (capacidad máxima de fractura), distancia del
vano eléctrico calibre y peso del conductor a instalar, esto para mantener un buen
nivel de regulación y para poder lograr un buen nivel de iluminación en las vías
públicas.
Por normas de la empresa distribuidora de energía las acometidas de los usuarios
no pueden estar a más de 20m, esto debido a la regulación que tienen que
cumplirse para la carga de los usuarios.
Con la ubicación de todos los transformadores ya definidos y el número de
usuarios que se encuentran ubicados en el nodo más próximo, se procede a
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Wilson Guiovani López Fuentes 56 Wilson Raúl Ballén Chillón
realizar el cálculo de capacidad del transformador para un número de usuarios
(Promedio de usuarios por transformador 5). Como el proyecto está basado en la
zona o sector urbano el cálculo de las capacidades de los transformadores a
instalar en el diseño tienen como base el número de usuarios a los que se les va a
suministrar energía de dicho transformador.
Se multiplica este dato por la carga máxima del sector residencial, este dato de
carga máxima está clasificado por estrato residencial y número de usuarios. (Tabla
18)
ESTRATO
# USUARIOS
1 y 2
3
4
1 1,88 3,16 3,9
2 1,83 2,92 3,54
3 1,78 2,72 3,26
4 1,74 2,56 3,04
5 1,7 2,43 2,86
6 1,66 2,33 2,71
7 1,63 2,23 2,59
8 1,6 2,16 2,49
9 1,57 2,09 2,4
10 1,55 2,03 2,32
15 1,45 1,81 2,04
20 1,38 1,68 1,87
25 1,33 1,59 1,76
30 1,29 1,52 1,68
Tabla 18 Carga máxima diversificada residencial E.E.B6
6 Comité de distribución E.E.B. diseño de redes de distribución
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La relación de potencia entre la demandada y la nominal debe estar entre 0.85 y
1.5 para niveles óptimos.
Si se encuentra fuera del rango tiene que ser revisado el número de usuarios, ya
que por fuera de este rango significa que la capacidad de los transformadores no
es la óptima para el suplir el servicio de los usuarios conectados a este CD.
La relación de los todos los transformadores ubicados para cada circuito se
encuentran entre está relación, ya que hay que tener en cuenta la futura demanda
de los posibles usuarios del sector.
A continuación se desarrollara un breve ejemplo de cómo calcular la capacidad de
un transformador en el estrato 2, con 9 usuarios conectados al nodo:
Carga = # usuarios* carga máx diversificada (kVA)
Carga = 9 * 1.57 kVA = 14.1 kVA
Relación de potencia = carga / capacidad
Relación de potencia = 14.1 kVA / 15 kVA = 0.94
La relación de potencia es 0.94 la cual conviene para instalar un transformador de
15 kVA que alimentara a los usuarios que solicitan el servicio de energía.
4.2.1 Características de los transformadores a ser ubicados en el diseño En el diseño propuesto de las redes de distribución se utilizaran transformadores
de las siguientes capacidades: 15 kVA (3Φ), 10 kVA (1Φ), 5 kVA (1Φ). El montaje
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Wilson Guiovani López Fuentes 58 Wilson Raúl Ballén Chillón
de estos transformadores se realiza de forma convencional y de acuerdo con las
normas de la empresa CODENSA.
Las únicas variaciones posibles dependen del mismo diseño es decir, que si la red
de MT se construye en bandera, centro o final de circuito para ambos casos
depende de la ubicación de la misma red, igualmente con el uso de las
protecciones del transformador en el caso de ser 3Φ o 1Φ.
Los niveles de tensión que se manejan en el diseño son:
Transformador 3Φ 15 kVA 13.2 kV - 208/120 V
Transformador 1Φ 10 kVA 13.2 kV - 120/240 V
Transformador 1Φ 5 kVA 13.2 kV - 120/240 V
Estos transformadores estarán ubicados de acuerdo a un análisis de usuarios
conectados por nodo y de acuerdo a la carga máxima diversificada. (Ver tabla 19)
CD Transformador (kVA) Conexión Usuarios Carga
Diversificada Relación
Trafo 1 10 1Φ 5 8,5 0,85 Trafo 2 5 1Φ 4 6,96 1,39 Trafo 3 15 3Φ 9 14,13 0,94 Trafo 4 15 3Φ 8 12,8 0,85 Trafo 5 5 1Φ 4 6,96 1,39 Trafo 6 5 1Φ 4 6,96 1,39 Trafo 7 5 1Φ 4 6,96 1,39 Trafo 8 5 1Φ 4 6,96 1,39
Tabla 19 capacidad de transformadores a instalar
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4.2.2 Características de los conductores
Todo el diseño de la red de MT se hará en cable ASCR con calibres 2/0, para el
sistema principal para ramales o finales de circuito. (Tabla 20)
CONDUCTOR CALIBRE R Φ Ω/Km X Φ Ω/Km K
ACSR 4/0 0,354 0,316 1,571^ -6
ACSR 2/0 0,53 0,333 2,142^ -6
Tabla 20 Características de los conductores del nuevo diseño.
Para los conductores de MT se instalarán 3 conductores o líneas para el sistema
trifásico principal con distancia entres postes de 50m, para los ramales que sean
monofásicos se instalarán solo dos conductores cumpliendo así con la necesidad
del transformador a alimentar.
En el caso de la conexión de la red de MT con la conexión de las protecciones del
transformador y así mismo de las protecciones a los bujes de MT del
transformador el conductor a utilizar es cable 4 AWG cu desnudo duro en el caso
de que no exista ninguna posibilidad que este conductor haga contacto con algún
elemento que pueda generar un corto o una falla, si el caso es contrario a este
utilizamos cable 4 AWG cu THW 600V el cual nos proporciona una protección
debido a la chaqueta de aislamiento que tiene este conductor.
De la salida de los bujes del transformador en baja tensión a la caja de derivación
de acometidas se instalará cable 3x2AWG+-1x4AWG Cu antifraude 600V, las
tierras del sistema van en alambre 4 AWG Cu desnudo y la puesta a tierra de la
caja de derivación va independiente de la que se instala en el transformador.
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Para las acometidas de los usuarios la distancia máxima entre el punto de
conexión y el predio será de 20 a 30m. Esto por normas de la empresa prestadora
del servicio y por la regulación y buen servicio a los usuarios.
El cable a instalar en el caso 3Φ es cable 3x8AWG+1x10AWG Cu antifraude para
1Φ es cable 2x8AWG+1x10AWG Cu antifraude. Estos dos diseños de cable sirven
para evitar conexiones fraudulentas o modificaciones en las acometidas. En el
caso que sea necesaria la instalación de acometida en red abierta se instalará
cable 8 AWG Cu THW 600V. El número de líneas dependerá de la necesidad de
carga del usuario ya sea 3Φ o 1Φ. Cabe anotar que el calibre utilizado es # 8 el
cual da las prestaciones necesarias para el diseño. En el caso de aumentos de
carga se podrá utilizar calibres superiores ejemplo cables calibre # 6.
4.3 ANÁLISIS DE PÉRDIDAS DEL SISTEMA PROPUESTO
De acuerdo al análisis previo sobre los conductores a utilizar para las redes de
media tensión el procedimiento para elegir el conductor que más conviene para el
montaje de las nuevas redes se describe a continuación:
Transformador Carga (kVA)
Distancia (m)
Total (kVA * m)
Trafo 1 6,9 55 379,5 Trafo 2 4,7 105 493,5 Trafo 3 11,5 160 1840 Trafo 4 13 215 2795 Trafo 5 4,9 270 1323 Trafo 6 5,4 325 1755 Trafo 7 4,5 375 1687,5 Trafo 8 4,7 425 1997,5
Σ total 12271
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K * ΣMP = ں regulación = ں K= constante del conductor
MP = momento de potencia
MP = kVA * L kVA = carga en el nodo L = distancia entre alimentación y carga
Vi – Vf * 100% = ں
Vi
% 100 * ((%0.03*11.4)-11.4) – 11.4 = ں
11.4
10² * 2.63 = ں
K = ں / ΣMP = 2.63 * 10²/12271
K= 2.14 *10 6
Verificando en la tabla, el conductor a instalar es 2/0 ACSR. Para un nivel de
tensión de 11.4 kV De acuerdo con el análisis del circuito kilómetro típico actual se
rediseña para así lograr el sistema propuesto. (Ver ilustración 11)
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Ilustración 11. Rediseño del kilómetro típico actual para nuevo diseño de redes propuestas
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En el rediseño del kilómetro típico actual para el montaje de las nuevas redes se
tiene en cuenta principalmente la ubicación de usuarios que tienen cuentas
trifásicas esto debido a que para estos usuarios se hace necesario el montaje de
un transformador trifásico, las estructuras de las redes cambian puesto que ya no
utilizan las de baja tensión descritas con anterioridad sino que se utilizan
estructuras para media tensión y las de baja tensión utilizadas son actualizadas a
las nuevas normativas de la empresa prestadora del servicio. (Ver tabla 21)
POSTE ESTRUC. USUAR. TIPO POSTE ESTRUC. USUAR. TIPO 1.2 LA202 1 1 1.7 LA202 27 1 1.2 LA202 2 1 1.7 LA202 29 1 1.2 LA202 3 1 1.7.1 LA321 20 1 1.3 LA202 8 1 1.7.1 LA321 21 1 1.3 LA202 13 1 1.8 LA209 31 3
1.4.1.1 LA211 10 1 1.8 LA209 37 3 1.4.1.1 LA211 11 1 1.8.1 LA211 22 1 1.4.1.1 LA211 12 1 1.8.1 LA211 23 1 1.4.2.1 LA209 72 1 1.8.1 LA211 24 1 1.4.2.1 LA209 75 1 1.8.2 LA321 35 1 1.4.2.1 LA209 76 1 1.9 LA202 62 1 1.4.2.1 LA209 77 1 1.1.0 LA320 0 0 1.4.2.2 LA321 73 1 1.1.0.2 LA321 54 1 1.4.2.2 LA321 74 1 1.1.1 LA211 49 1
1.5 LA321 14 1 1.1.1 LA211 50 1 1.5 LA321 15 1 1.1.2 LA206 47 1 1.5 LA321 68 1 1.1.3 LA320 0 0 1.5 LA321 69 1 1.1.4 LA321 46 1 1.5 LA321 70 1 1.1.5 LA320 0 0 1.5 LA321 71 3 1.1.6 LA321 0 0 1.6 LA213 16 1 1.6 LA213 65 1 1.6 LA213 18 1 1.6 LA213 66 3 1.6 LA213 19 1 1.6 LA213 67 1
Tabla 21 No. de usuarios conectados por estructura o poste Km típico propuesto
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El costo general de la inversión para está sustitución de redes eléctricas está
basado en el costo de materiales y mano de obra por estructura, los montajes de
transformador están descritos por separado a las estructuras, en los conductores
se describe cuanto material es necesario y la mano de obra de la instalación del
mismo, para cada punto o nodo de conexión de usuarios se instalará una caja de
derivación de acometidas que igualmente está descrita por materiales y mano de
obra de instalación.( Ver tabla 22)
Para consultar más detalladamente los materiales y la mano de obra para estas
estructuras remitirse al anexo 3.
DESCRIPCIÓN CANTIDAD COSTO MATERIALES ($)
COSTO MANO DE OBRA ($) TOTAL($)
LA202 3 447.148 160.223 1.822.113 LA209 2 973.917 243.388 2.434.610 LA211 2 798.980 277.944 2.153.848 LA213 1 890.328 189.236 1.079.564 LA320 2 228.776 152.428 762.408 LA321 4 454.283 152.428 2.426.844
CAJA DERV ACOMET 17 220.500 84.186 5.179.662 TRAFO 3Φ de 15 kVA 2 2.899.296 938487 7.675.566 TRAFO 1Φ de 5 kVA 5 1.635.579 938487 12.870.329 TRAFO 1Φ de 10 kVA 1 1.829.007 938487 2.767.494
CONDUCTORES 3.971.000 993.600 4.964.600 COSTO
TOTAL PROYECTO 44.137.038
Tabla 22 Inversión total del nuevo diseño de kilómetro típico propuesto
De acuerdo con lo anterior y ya definido el nuevo sistema a implementar se
procede a realizar el montaje en Etap con las características definidas con
anterioridad. (Ver ilustración 12)
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Ilustración 12 Diseño del circuito kilómetro típico con redes propuestas
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Con respecto al nuevo diseño de redes eléctricas, se cambiará el transformador
de 45 kVA del kilómetro típico actual por 8 transformadores de las siguientes
características:
TRAFO CAPA CANT COSTO($) TENSIÓN TOTAL($) 3Φ 15 2 2.899.296 13.2 kV - 208/120 V 5.798.592 1Φ 10 1 1.635.579 13.2 kV - 120/240 V 1.829.007 1Φ 5 5 1.829.007 13.2 kV - 120/240 V 8.177.895
TOTAL COSTO TRANSFORMADORES 15.805.494
Tabla 23 Transformadores a instalar en el diseño de redes propuestas
Aparte de los cambios en transformadores también se reubicarán e instalarán
nuevos postes, ya que por las alturas de lo postes de baja tensión (10m)
existentes deben ser reemplazados por postes de 12m que cumplan con las
normas aplicadas a estructuras de media tensión, además de los postes se
repotenciarán e instalarán líneas de media tensión donde el circuito lo requiera.
Todos estos trabajos en mano de obra operativa y materiales de las nuevas redes
de distribución se tratarán en puntos más adelante.
Al tener claridad con lo anteriormente descrito se procede a realizar el flujo de
carga del nuevo diseño de redes de distribución para así realizar el análisis
respectivo de pérdidas tanto en baja tensión como en los transformadores a
instalar para así tener un análisis general del comportamiento del circuito. (Ver
ilustración 13)
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Ilustración 13 Figura del kilómetro típico de las redes propuestas flujo de carga
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4.3.1 Análisis de pérdidas en los transformadores. Para el análisis de las pérdidas de los transformadores el procedimiento a seguir
es el mismo utilizado en el punto 2.4.1 la única diferencia es que los parámetros
de pérdidas de transformadores son diferentes para los 3Φ, 1Φ y el único
parámetro 3Φ que se utiliza en el nuevo diseño es el de los transformadores de 15
kVA esto debido a que existen usuarios con el servicio trifásico conectados. El
resto de los usuarios tienen carga monofásica. (Ver tabla 24)
Capacidad transformador
Po (kW)
Pcu (kW)
15 /3Φ 0,11 0,38
10 /1Φ 0,06 0,15
5 /1Φ 0,03 0,09
Tabla 24 Pérdidas en hierro y cobre de transformadores propuestos7
Primero relacionamos la carga a la que está sometido cada transformador, se
encuentran las pérdidas en hierro, cobre y por ende hallamos las pérdidas de cada
transformador (Ver tabla 25).
7 Pérdidas en transformadores monofásicos NTC 818
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CD Trafo
(kVA)
Conexión Carga (kVA)
dPH. (kW)
dPC. (kW)
dPtr. (kW)
Trafo 1 10 1Φ 6,9 0,06 0,07 0,13 Trafo 2 5 1Φ 4,7 0,03 0,08 0,11 Trafo 3 15 3Φ 11,5 0,11 0,22 0,33 Trafo 4 15 3Φ 13 0,11 0,29 0,40 Trafo 5 5 1Φ 4,9 0,03 0,09 0,12 Trafo 6 5 1Φ 5,4 0,03 0,10 0,13 Trafo 7 5 1Φ 4,5 0,03 0,18 0,21 Trafo 8 5 1Φ 4,7 0,03 0,08 0,11
Σ pérdidas transformador 0,43 1,003 1,54
Tabla 25 Análisis de pérdidas en transformadores redes propuestas
De manera de ejemplo tomaremos el transformador de 5 kVA/1Φ ubicado en el
CD Trafo 2.
Transformador: 5 kVA
Carga demandada: 4.7 kVA
Pérdidas en el hierro: 30W
Pérdidas en el cobre: 90W
∆Ptraf = pérdidas de potencia en el transformador
∆Ptraf = ∆Ph + ∆Pc
Donde: ∆Ph = pérdidas en el hierro
∆Pc = pérdidas en el cobre
∆Ph = Po * (Vf / Vn)²
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Donde: Po = pérdidas en el hierro nominales
Vf = Vn se asume como igual debido a que no se realizaron mediciones
∆Ph = Po = 0.06 kW
∆Pc = Pcu * (S/Sn)²
Donde: Pcu = perdida en el cobre
S = potencia de la carga (kVA)
Sn = potencia nominal del transformador (kVA)
∆Pc = 0.09 * (4.7 / 5)² = 0.079 kW
∆Ptraf = 0.03 kW + 0.079 kW = 0.109 kW
Se procede de igual manera para todos los transformadores del nuevo diseño.
4.3.2 Análisis de pérdidas en red BT. Para el análisis de las pérdidas en baja tensión se realizó una base de datos con
los resultados entregados por el programa de acuerdo con el diseño de las redes y
el cambio del transformador de 45 kVA 3Φ por los múltiples transformadores. (Ver
Tabla 26)
Las pérdidas encontradas en las redes de baja tensión son de las bajantes de los
bujes del transformador a las cajas de derivación de acometidas y en algunos
puntos fue necesaria la conexión de máximo dos vanos de acometida, esto debido
a que por ubicación de los usuarios y su número la instalación de un
transformador para un solo usuario es un costo elevado y generaría un gran
aumento en el costo del proyecto y también sería poco eficiente.
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En las acometidas de los usuarios se normalizó a cable calibre # 8 esto debido a
que en terreno se encontraron acometidas con calibres menores o conductores
deficientes.
CD Pérdidas Baja Tensión(kW)
Pérdidas Acometidas (kW)
Pérdidas totales CTO BT(kW)
Trafo 1 0,05 0,5 0.55 Trafo 2 0 0,4 0,4 Trafo 3 0,17 1,1 1,27 Trafo 4 0,15 1,6 1.75 Trafo 5 0,05 1,2 1.25 Trafo 6 0 1,5 1.5 Trafo 7 0,1 1,3 1.4 Trafo 8 0,1 0,2 0,3
Σ Total pérdidas 0.62 7,8 8.4
Tabla 26 Análisis de pérdidas en baja tensión propuestas 4.3.3 Resumen general de pérdidas del sistema propuesto. Al haber realizado el análisis de las pérdidas en los transformadores, igualmente el
de baja tensión procedemos a recopilar estos datos en un resumen general de
pérdidas, donde encontraremos tanto el resumen general de las pérdidas en las
redes propuestas como también un breve comparativo entre los dos sistemas, el
actual y el propuesto para así poder dar una idea global de los resultados en
cuanto al factor de las pérdidas del proyecto y sus beneficios.
Para las pérdidas de transformadores aplicamos básicamente los procedimientos
de puntos anteriores en el manejo del tema (Ver tabla 27), de igual manera el
manejo de las redes de baja tensión es el mismo que el realizado en el análisis del
kilómetro típico actual. (Ver tabla 28)
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CALC. CD Trafo (kVA) Conexión
Carga
(kVA)
dPH.
(kW)
dPC.
(kW)
dPtr.
(kW)
Σ global todos trafos
Todos los
Trafos
los ubicados para cada
CD
Varias depende de CTO
55,6
0,46
1,1
1,56
Tabla 27 Resumen general de pérdidas en transformadores en el sistema Propuesto
Pérdidas Acometidas(kW
) cálculo CD Pérdidas
BT(kW) Pérdidas
totales CTO BT(kW.)
Σ Total pérdidas
Tolos los Trafos 0.6 7.8
8.4
Tabla 28 Resumen general de pérdidas en redes de BT en el sistema propuesto
Todos los datos relacionados en estas tablas son recopilados del flujo de carga
realizado para el nuevo diseño, estos datos se encontraran ubicados en el anexo
5.
De acuerdo con la relación de pérdidas en los dos sistemas, el actual y el
propuesto, se logra observar la reducción en las pérdidas de las redes de baja
tensión en un gran porcentaje, esto debido al retiro de las redes de baja tensión y
la optimización de las acometidas de los usuarios.
En el sistema propuesto se observa un nivel de pérdidas en baja tensión
específicamente en las redes, esto debido a que en algunos nodos fue necesaria
la utilización de máximo dos vanos de acometida y también las pérdidas
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Wilson Guiovani López Fuentes 73 Wilson Raúl Ballén Chillón
generadas entre la conexión de los bujes del transformador y las cajas de
derivación de acometidas
También es de notar que las pérdidas en el transformador del sistema propuesto
aumentan, esto es debido a que el resultado mostrado en la tabla es el total de los
10 transformadores ubicados en el nuevo diseño y se tiene una relación de 1 a 10
y si observamos más detenidamente este aspecto, las pérdidas son ínfimas.
Se observa de acuerdo a este análisis que con el nuevo sistema eliminando las
redes de baja tensión e instalando trasformadores de baja capacidad se reducen
un 26 % las pérdidas generales del sistema.
A continuación se relaciona una comparación general de los dos sistemas el
kilómetro típico actual y el kilómetro típico propuesto con todos los datos
encontrados en el análisis del proyecto en cuanto a pérdidas de energía, pérdidas
en BT y pérdidas en transformadores,
INVERSIÓN TOTAL DE LA SUSTITUCIÓN DE REDES ELÉCTRICAS DE BAJA
TENSIÓN POR MEDIA TENSIÓN
VALOR INVERSIÓN TOTAL DE MATERIALES Y MANO DE OBRA KM TÍPICO ACTUAL $27.231.593
VALOR INVERSIÓN TOTAL DE MATERIALES Y MANO DE OBRA KM TÍPICO PROPUESTO $44.137.038
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ANÁLISIS DE PÉRDIDAS ENTRE LOS DOS SISTEMAS: ACTUAL Y PROPUESTO
PÉRDIDAS EN BT PÉRDIDAS TRAFOS P. MT TOTAL
CD ΣPer BT
(Kw.)
ΣPer Acom (Kw.)
ΣPer total cto
BT(kW)
ΣdPH
(Kw.) Fe
ΣdPC.
(Kw.) Cu
ΣdPtr (Kw.)
ΣPer MT
(Kw.)
ΣPerTot (Kw.)
Km. Típico actual
8.4 11.3 19.7 0,23 0,8 1,03 0.11 20.84
Km. Típico propu
0.6 7.8 8.4 0,46 1,1 1.56 0.2 10.16
PÉRDIDAS DE ENERGÍA Σ Per Totales [kW.]
PÉRDIDAS Energía (kWh-mes)
PÉRDIDAS DE ENERGÍA SISTEMA ACTUAL 20,84 625,2
PÉRDIDAS DE ENERGÍA SISTEMA PROPUESTO 10,16 304,8
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5 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA VIABILIDAD DEL PROYECTO 5.1 VALOR PRESENTE NETO Este método es muy utilizado para la evaluación de proyectos por dos razones, la
primera porque es de muy fácil aplicación y la segunda porque todos los ingresos
y egresos futuros se transforman a dinero de hoy y así puede visualizar, si los
ingresos son mayores que los egresos.
Entonces, el criterio de decisión es el siguiente:
Si VPN > 0 el proyecto se acepta
Si VPN < 0 el proyecto se rechaza
Cuando el VPN es menor que cero implica que hay una pérdida a una cierta tasa
de interés o por el contrario si el VPN es mayor que cero se presenta una
ganancia. Cuando el VPN es igual a cero se dice que el proyecto es indiferente.
Este método tiene ventajas que son: considera el valor del dinero en el tiempo,
considera todos los flujos de efectivo y considera la contribución esperada en
términos absolutos, las desventajas encontradas son dificultad de cálculo y
requiere de una tasa de interés para realizar el cálculo.
Una condición vital para poder comparar las alternativas es que siempre se tome
igual número de años en la comparación, pero si el tiempo de cada uno es
diferente, se debe tomar como base el mínimo común múltiplo de los años de
cada alternativa
Por lo general el VPN disminuye a medida que aumenta la tasa de interés. (Ver
ilustración 14)
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Ilustración 14 Esquema del valor presente neto
Al evaluar proyectos con la metodología del VPN se recomienda que se calcule
con una tasa de interés superior a la Tasa de Interés de Oportunidad, lo anterior
para poder tener un rango de confianza para soportar inconvenientes como
liquidez, efectos inflacionarios o desviaciones que no se tengan previstas.
5.2 RELACIÓN BENEFICIO COSTO La relación Beneficio/costo está representada por la relación
B/C =VPN Ingresos
VPN Egresos
En donde los Ingresos y los Egresos deben ser calculados utilizando el VPN de
acuerdo al flujo de caja; pero, en su defecto, una tasa un poco más baja, que se
denomina tasa social, está tasa es la que utilizan los gobiernos para evaluar
proyectos.
Wilson Guiovani López Fuentes 76 Wilson Raúl Ballén Chillón
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Wilson Guiovani López Fuentes 77 Wilson Raúl Ballén Chillón
El análisis de la relación B/C, toma valores mayores, menores o iguales a 1, lo que
implica que: B/C > 1 implica que los ingresos son mayores que los egresos,
entonces el proyecto es aconsejable y si B/C = 1 implica que los ingresos son
iguales que los egresos, entonces el proyecto es indiferente.
B/C < 1 implica que los ingresos son menores que los egresos, entonces el
proyecto no es aconsejable.
Al aplicar la relación Beneficio/Costo, es importante determinar las cantidades que
constituyen los ingresos llamados beneficios y qué cantidades constituyen los
egresos llamados Costos.
5.3 RESUMEN FINANCIERO DEL PROYECTO
Para el resumen financiero del proyecto y encontrar si viabilidad, se recopilan los
resultados de los levantamientos en terreno, se tendrán en cuenta las pérdidas de
potencia y energía de los dos kilómetros típicos el actual y el propuesto, además
de esto se tendrán los costos de materiales y mano de obra para el montaje de las
redes de distribución, el valor de potencia ($/kW.-mes) y energía ($/kW.-mes) son
dados por la CREG para el año 2006 y se realiza para un periodo de 10 años.
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ANÁLISIS VALOR PRESENTE NETO Y RELACIÓN BENEFICIO COSTO PARA
EL PROYECTO DE SUSTITUCIÓN DE REDES ELÉCTRICAS
Valor presente neto:
En donde:
VPN Valor presente neto.
Fj Flujo de caja en el período j
n Número de períodos
i Tasa de rentabilidad
En donde el flujo de caja se define como:
Sj Ahorros en el costo de la energía en el año j
Rj Ingresos por venta de excedentes de energía en el año j
Ij Costo de la inversión en el año j
Mj Costos de operación y mantenimiento en el año j
J Año inicial
Relación beneficio costo:
Wilson Guiovani López Fuentes 78 Wilson Raúl Ballén Chillón
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En donde:
VPNB Valor presente neto de los beneficios.
VPNC Valor presente neto de los costos.
El valor presente neto de los beneficios se calcula con la siguiente ecuación:
Donde
VPNB Valor presente neto de los beneficios
El valor presente neto de los costos se evalúa como sigue
En donde:
VPNC Valor presente neto de los costos.
**(Ver anexo 6: tablas de Excel con la situación sin parámetros, la situación con
parámetros y la evaluación del proyecto)
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Datos generales:
DESCRIPCIÓN CTD UND
tiempo de evaluación del proyecto 25 años
año de referencia 2007
tasa de descuento8 15 %
crecimiento de la carga 3 %
factor de pérdidas 0,3
costo de operación y mantenimiento en % de la
inversión
5,0 %
precios de energía ($/kWh.) nivel de baja tensión 233.80 ($/kWh.)
PORCENTAJE DE PÉRDIDAS %
SISTEMA ACTUAL 10,86 SISTEMA PROPUESTO 5,61
Precios de energía ($/kWh.) nivel de Baja Tensión 233,80 ($/kWh.)
COSTO UNITARIO DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO - CU- ($/kWh), Resolución CREG - 031 de 1997 Gen
Tran
Per
G+T / (1- Pr) Dist Otros
Costos Com CU Nivel 1 y Nivel 2 aéreo 76,
8 17,3
0,15 110,52 92,
3 4,51 26,50
233,8
8 13 de noviembre de 2003 CREG Resolución 104
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RESULTADO ANÁLISIS FINANCIERO El estudio de este proyecto tiene un periodo de 25 años, comprende desde el año
2007 al año 2032 y con crecimiento de carga del 3%.
El VPN promedio para el proyecto es de ≈ $58´368.828
Para el proyecto la muestra en el kilómetro típico actual fue un transformador de
45 kVA donde se evalúa que:
$58´368.828 millones = 1.297.085 $/kVA 45 kVA Lo anterior refiere que por cada kVA instalado el ahorro sería $ 1.297.085 durante
los 25 años del estudio, la relación sería que por un transformador de 75 kVA que
se encuentre instalado y remplazado por el nuevo diseño la empresa prestadora
del servicio de distribución ahorraría:
75 kVA *1.297.085 $/kVA = $ 97.281.830 en el tiempo del estudio (25 años).
En el sistema actual de las redes de distribución las pérdidas de energía son
243.82 kWh año de un total de energía consumida por la muestra 2.244.826 kWh
año, lo que nos genera un nivel de pérdidas del 10.86 %.
Con el nuevo sistema de distribución las pérdidas de energía son 125.87kWh año
De un total de energía consumida por la muestra de 2.244.826 kWh año, lo que
nos genera un nivel de pérdidas de 5.61%.
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Wilson Guiovani López Fuentes 82 Wilson Raúl Ballén Chillón
Con este estudio se tendría una relación de costo beneficio del proyecto propuesto
de 1.1 a 25 años, obteniendo la recuperación de la inversión en 2 años teniendo
en cuenta que en la TIR es del 58.42 % y la TIO es del 15% esto concluye que el
proyecto es rentable después de la generación de impuestos
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Wilson Guiovani López Fuentes 83 Wilson Raúl Ballén Chillón
CONCLUSIONES
A través del estudio del este proyecto se demuestra la viabilidad del mismo, ya
que con la sustitución de redes de baja tensión por redes de media tensión y
con la instalación de trasformadores de bajas capacidades ya sean 1Φ o 3Φ
hay una disminución de 10.56 % al 5.61 % de pérdidas.
El nuevo sistema le da confiabilidad al servicio, ya que al presentarse una falla
o mantenimiento en cualquier punto de la red se puede aislar la zona de
trabajo sin afectar a un gran número de usuarios como se hace actualmente.
La contaminación visual se reduce ya que se eliminan las redes de baja
tensión que producen ese efecto persiana, además de esto da mayor
seguridad a los usuarios ya que no habría posibilidad de contacto de los
usuarios con la red
El nivel de pérdidas negras se reduce un gran porcentaje ya que no habría la
posibilidad de conexiones fraudulentas o contrabandos ya que sería muy difícil
que usuarios no autorizados tengan acceso al servicio.
El diseño fue realizado con 3 líneas de media tensión para sistemas trifásicos
aun en zonas donde los usuarios tienen servicio monofásico, esto para poder
ampliar la red cambiando solo el transformador y las protecciones a futuro
cuando la conexión de los usuarios así lo necesite.
La regulación de los usuarios sería más confiable, ya que en el sistema actual
los usuarios que están al final de los circuitos presentan muchas deficiencias
en el servicio debido a la baja regulación por encontrase en la cola del circuito.
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Wilson Guiovani López Fuentes 84 Wilson Raúl Ballén Chillón
Aunque el costos de inversión es alto para el primer año, la inversión se
recupera en los dos primeros años, esto debido a disminución de pérdidas en
el nuevo sistema.
Un aspecto importante es mantener con buena disposición las cargas
equilibradas del sistema de distribución, ya que de no realizarse correctamente
se presentarían inconvenientes de caídas de tensión, disparo de protecciones
y esto elevaría los costos de operación y mantenimiento de los circuitos.
Todos los diseños se elaboraron con precios de mano de obra y materiales de
acuerdo a la fecha de enero de 2006, esto es importante debido a que los
materiales varían de precios según su disposición en el mercado y su escasez,
la mano de obra tiene un manejo de actividades de costo anual constante.
Los costos de mantenimiento del sistema propuesto son mucho menores que
el actual, ya que el mantenimiento o reemplazo de un transformador de alta
capacidad, puede ser casi el doble que uno de baja capacidad, de igual
manera el sistema de media tensión es mucho más confiable que el sistema de
baja tensión en cuanto a fallas.
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Wilson Guiovani López Fuentes 85 Wilson Raúl Ballén Chillón
RECOMENDACIONES
Debe tenerse muy en cuenta la ubicación de cada transformador, el número de
usuarios, carga y balanceo de cargas, de igual manera en las fases, ya que
pueden presentarse estos problemas en el circuito de media tensión, como
también hay que tenerlo presente en la salida de baja tensión del transformador
específicamente en la caja de derivación de acometidas.
Para la implementación de este nuevo sistema es necesario verificar en terreno y
zonificar a los clientes que tengan servicio trifásico, para un mayor control y para
tener en cuenta la ubicación de estos transformadores en donde sea necesario.
Realizar trabajos de concientización en la población ya que la calidad de servicio
depende exclusivamente del uso que le de cada usuario, ya que si un usuario
consume mas carga de la cual contrata va a generar problemas de suministro a
los demás usuarios.
Dar instrucciones de los peligros a los que están expuestos los usuarios con las
redes de media tensión, en cuanto a construcciones de edificaciones, distancias
mínimas permitidas y toda clase de reglas y normas para garantizar la seguridad
de los usuarios
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Wilson Guiovani López Fuentes 86 Wilson Raúl Ballén Chillón
BIBLIOGRAFÍA
BACA CURREA, Guillermo. Ingeniería Económica. Santafé de Bogota, Colombia:
Editorial educativa, 1994.
ENRÍQUEZ, Gilberto. Líneas de Transmisión y Redes de Distribución de Potencia.
México: Limusa, 1992.
CODENSA S.A. E.P.S. Criterios y Normas para el Diseño de Redes de
Distribución. Santafé de Bogota, Colombia: 2006.
BARENSO, ML. Estadística para Administradores y Economía. México, 1994.
Comisión Reguladora De Energía y Gas - CREG Resolución 112 y 113 de 28 de
noviembre de 1996.
Norma Técnica Colombiana 818, Transformadores monofásicos 1996.
Norma Técnica Colombiana 2135, Transformadores guía para formulas de
evaluación de pérdidas. 1996.
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STEVENSON, William. Análisis de Sistemas Eléctricos de Potencia, MC Graw Hill
1965.
Empresa de Energía de Bogota, Normas de construcción de redes monofásicas
1996.
Empresa de energía de Bogota, Normas de construcción de redes aéreas de
distribución 1996.
Instituto Colombiano de Energía Eléctrica. Normas para sistemas de
subtransmisión y distribución, Santafé de Bogota, Colombia: ICEL 1985.
ANEXO 1
TEORIA BASICA DEL MUESTREO
1. Introducción
La teoría del muestreo estudia la relación entre una población y muestras tomadas de ella,
este es uno de los aspectos principales en el análisis estadístico.
Es de gran utilidad en muchos campos. Por ejemplo, para estimar magnitudes
desconocidas de una población, tales como media y varianza, llamadas a menudo
parámetros de la población o simplemente parámetros, a partir del conocimiento de esas
magnitudes sobre muestras, que se llaman estadísticos de la muestra o simplemente
estadísticos.
La teoría del muestreo es también útil para determinar si las diferencias observadas entre
dos muestras son debidas a variaciones fortuitas o si son realmente significativas, todo esto
entrelazado ya que la selección de la muestra, la unificación de datos y el análisis de los
mismos todos tienen ingerencia entre si.
Un ejemplo en particular es que se puede tomar unas cuadras de la ciudad, hacer una lista
de la población en estas cuadras y con esto hacer cálculos sobre el número total de las
personas de una comunidad o ciudad.
1.1. Razón para utilizar la teoría del muestreo
Una muestra debe ser representativa si va a ser usada para estimar las características de la
población.
Los métodos para seleccionar una muestra representativa son numerosos, dependiendo del
tiempo, dinero y habilidad disponibles para tomar una muestra y la naturaleza de los
elementos individuales.
Por lo tanto, para proyectos de gran envergadura se requiere un gran volumen de tiempo
para analizar todos los datos los que no es conveniente porque cuando se tenga toda la
información no tendrá la misma validez, debido a posibles cambios. Lo que ocasionaría
errores que estarían por fuera del estudio a realizar.
Con un muestreo adecuado se puede lograr y dar conclusiones para todo el estudio con
cierto grado de confiabilidad lo que es importante para cualquier proyecto.
1.2. Pasos para realizar un muestreo.
• Lo primero es definir el objeto del estudio, sus causas, especificar los objetos que
hay que excluir y fijar un límite.
• Elegir como va a ser el proceso de la muestra e identificar los elementos de los
cuales se toma la muestra.
• Definir el proceso para recopilar la muestra, lo que el director del proyecto pretende
encontrar.
• Determinar el tamaño del objeto a realizar el estudio para si determinar el tamaño de
la muestra.
• Por ultimo elegir los elementos por estudiar.
2. FORMA DE REALIZAR EL MUESTREO EN UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
Existe una gran variedad de aspectos que ayudan a que se escojan diversas metodologías
para realizar un muestreo.
Estas metodologías se basan en los siguientes puntos:
• Muestreo y sus parámetros.
• El para que y porque del estudio.
• Duración del estudio.
• Tipo de consumidor. (residencial, comercial, industrial).
• Normas de la empresa del sector.
• Tecnología disponible.
• Tamaño del estudio.
• Nivel de confiabilidad.
• Presupuesto necesario.
2.1. Determinación de las variables
Para la determinación de las variables se diseña un procedimiento de muestreo adecuado
con lo requerido y lo que exige el estudio, como también muestras encontradas y
elaboradas en el sector eléctrico.
Todo esto depende del la calidad de información disponible, esto es vital porque de esto
depende el planteamiento, ejecución y análisis del estudio.
2.2. Metodología de determinación de variables
Las cargas de los usuarios que se encuentran conectadas al sistema de distribución son
numerosas y homogéneas. Lo que obliga a descomponer puntualmente el objeto del estudio
en varios grupos y asignar a cada muestra un grupo. (Capacidad de transformador) Estas
variables en el sistema de redes de distribución son las siguientes:
• Consumo mensual
• Potencia instalada
• Capacidad del transformador
• Tipo de acometida
• Distancia de acometida
• Usuarios por circuito
2.3. Dimensión y determinación de la muestra
La dimensión de la muestra es de gran importancia ya que de esta depende el error del
muestreo. Cabe anotar que tampoco es viable aumentar el tamaño de la muestra hasta tal
punto que afecte el rendimiento o el incremento en los tiempos del estudio ya que un
incremento de unidades de muestra no va a significar una considerable disminución del
error de muestreo.
Para determinar una dimensión efectiva u óptima de muestra hay que tener en cuenta
aspectos como:
• Formulas especiales de estadística, determina la dimensión óptima.
• Clase de resultados a través de la muestra
En la dimensión de la muestra encontramos características como la exactitud que refiere al
grado de confianza en el análisis de resultados, costo el cual es o seria proporcional a la
dimensión de la muestra y por último el personal que decida que dimensión va tener la
muestra ya que esto depende de una persona a otra.
Para un proyecto o estudio lo realmente importante es reconocer el método más adecuado
para analizar los datos, además que sea un método probado con anterioridad y que se
aplique lo mas exacto posible. 1Para determinar la dimensión de la muestra se encuentra la siguiente ecuación:
n = Z² * σ² (1)
e²
Donde: n dimensión de la muestra
Z nivel de confianza deseado
e error muestral permitido
σ desviación estándar
1 BERENSO M.L. Estadística para Administradores y economía
0.00 0.50000 0.50 0.69146 1.00 0.84134 1.50 0.93319 2.00 0.97725 2.50 0.99379
0.01 0.50399 0.51 0.69497 1.01 0.84375 1.51 0.93448 2.01 0.97778 2.51 0.99396
0.03 0.51197 0.53 0.70194 1.03 0.84849 1.53 0.93699 2.03 0.97882 2.53 0.99430
0.05 0.51994 0.55 0.70884 1.05 0.85314 1.55 0.93943 2.05 0.97982 2.55 0.99461
0.07 0.52790 0.57 0.71566 1.07 0.85769 1.57 0.94179 2.07 0.98077 2.57 0.99492
0.09 0.53586 0.59 0.72240 1.09 0.86214 1.59 0.94408 2.09 0.98169 2.59 0.99520
0.11 0.54380 0.61 0.72907 1.11 0.86650 1.61 0.94630 2.11 0.98257 2.61 0.99547
0.13 0.55172 0.63 0.73565 1.13 0.87076 1.63 0.94845 2.13 0.98341 2.63 0.99573
0.15 0.55962 0.65 0.74215 1.15 0.87493 1.65 0.95053 2.15 0.98422 2.65 0.99598
0.17 0.56749 0.67 0.74857 1.17 0.87900 1.67 0.95254 2.17 0.98500 2.67 0.99621
0.19 0.57535 0.69 0.75490 1.19 0.88298 1.69 0.95449 2.19 0.98574 2.69 0.99643
0.21 0.58317 0.71 0.76115 1.21 0.88686 1.71 0.95637 2.21 0.98645 2.71 0.99664
0.23 0.59095 0.73 0.76730 1.23 0.89065 1.73 0.95818 2.23 0.98713 2.73 0.99683
0.25 0.59871 0.75 0.77337 1.25 0.89435 1.75 0.95994 2.25 0.98778 2.75 0.99702
0.27 0.60642 0.77 0.77935 1.27 0.89796 1.77 0.96164 2.27 0.98840 2.77 0.99720
0.29 0.61409 0.79 0.78524 1.29 0.90147 1.79 0.96327 2.29 0.98899 2.79 0.99736
0.31 0.62172 0.81 0.79103 1.31 0.90490 1.81 0.96485 2.31 0.98956 2.81 0.99752
0.33 0.62930 0.83 0.79673 1.33 0.90824 1.83 0.96638 2.33 0.99010 2.83 0.99767
0.35 0.63683 0.85 0.80234 1.35 0.91149 1.85 0.96784 2.35 0.99061 2.85 0.99781
0.37 0.64431 0.87 0.80785 1.37 0.91466 1.87 0.96926 2.37 0.99111 2.87 0.99795
0.39 0.65173 0.89 0.81327 1.39 0.91774 1.89 0.97062 2.39 0.99158 2.89 0.99807
0.41 0.65910 0.91 0.81859 1.41 0.92073 1.91 0.97193 2.41 0.99202 2.91 0.99819
0.43 0.66640 0.93 0.82381 1.43 0.92364 1.93 0.97320 2.43 0.99245 2.93 0.99831
0.45 0.67364 0.95 0.82894 1.45 0.92647 1.95 0.97441 2.45 0.99286 2.95 0.99841
0.47 0.68082 0.97 0.83398 1.47 0.92922 1.97 0.97558 2.47 0.99324 2.97 0.99851
0.49 0.68793 0.99 0.83891 1.49 0.93189 1.99 0.97670 2.49 0.99361 2.99 0.99861
TABLA 1 distribución normal estandarizada2
2 BERENSO M.L. Estadística para Administradores y economía Mc Graw Hill 1991
ANEXO 2
DATOS DEL ANÁLISIS DEL EJEMPLO DEL FLUJO DE CARGA DE ETAP DEL CENTRO DE
DISTRIBUCIÓN CD30866
SYSTEM ANALYSIS
Project: ====================
Location: PowerStation 4.0.0C
Engineer: Study Case: LF File: 30866
Swing Gen. Load Total
----- ----- ----- -----
Number of Buses: 1 0 6 7
XFRM2 React. Line/Cable Imp. Tie PD XFRM3 Total
----- ----- ---------- ----- ------- ----- -----
Number of Branches: 1 0 5 0 0 0 6
Maximum Number of Iterations: 99
Precision of the Solution: .00010 MW and Mvar
Method of Solution: Newton-Raphson
System Frequency: 60.0 Hz
Unit System: English
Data Filename: 30866
Output Filename: D:\ETAP 400\PowerStation\simulaciones ok\30866\Untitled.lfr
BUS INPUT DATA
Project: ====================
Location: PowerStation 4.0.0C Date: 09-01-2006
Engineer: Study Case: LF File: 30866
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Bus Information & Nominal kV Init. Voltage Generation Motor Load Static Load
================================================ ============= ============== ============== ==============
ID Type kV Description % Mag. Ang. MW Mvar MW Mvar MW Mvar .
------------ ---- ------ -------------------- ------ ----- ------ ------ ------ ------ ------ ------
Bus1 SWNG 13.200 100.0 0.0 0.000 0.000 0.000 0.000
NODO 1.2 Load 0.220 100.0 0.0 0.000 0.000 0.001 0.000
NODO 1.3 Load 0.220 100.0 0.0 0.000 0.000 0.000 0.000
NODO 2.1/1.1 Load 0.220 100.0 0.0 0.000 0.000 0.003 0.000
NODO 2.2 Load 0.220 100.0 0.0 0.000 0.000 0.004 0.000
NODO 2.3 Load 0.220 100.0 0.0 0.000 0.000 0.002 0.000
NODO 2.4 Load 0.220 100.0 0.0 0.000 0.000 0.000 0.000
------------------------------------------------- ------ ------ ------ ------ ------
7 Buses Total 0.000 0.000 0.000 0.011 0.000
LINE / CABLE DATA
====================
CKT / Branch Ohms/1000 ft per Conductor (Cable) or per Phase (Line) Impedance
============ =================================================================
ID Library Size L (ft) #/ø T (°C) R X Y MVAb % R % X % Y
------------ -------- ---- ------ --- ------ -------- -------- -------- ------- ------- ------- ------
Cable1 0MALN3 2 75. 3 75 0.33128 0.04480 0.0000000 100.0 1721.20 232.76 0.000
Cable2 0MALN3 2 59. 3 75 0.33128 0.04480 0.0000000 100.0 1347.02 182.16 0.000
Cable3 0MALN3 4 20. 3 75 0.52644 0.04830 0.0000000 100.0 713.52 65.46 0.000
Cable4 0MALN3 2 102. 3 75 0.33128 0.04480 0.0000000 100.0 2319.87 313.72 0.000
Cable5 0MALN3 2 98. 3 75 0.33128 0.04480 0.0000000 100.0 2245.04 303.60 0.00
XFMR / REACTOR DATA
====================
CKT / Branch Transformer %Tap Setting Reactor Impedance (100 MVA Base)
============ ======================================= ============= ================= ========================
ID MVA kV kV % Z X/R From To X (ohm) X/R % Tol. % R % X
------------ ------- ------ ------ ------- ----- ------ ------ -------- ------- ------ ------- -------
CD 30866 0.030 13.200 0.220 5.750 5.8 0.000 0.000 0.00 3262.0 18887
BRANCH CONNECTIONS
CKT / Branch Connected Bus ID %Impedance (100 MVA Base)
======================== ========================== ==========================
ID Type From To R X Z
------------ ---------- ------------ ------------ ------- ------- --------
Cable1 Line/Cable NODO 2.1/1.1 NODO 2.2 1721.2 232.8 1736.9
Cable2 Line/Cable NODO 2.2 NODO 2.3 1347.0 182.2 1359.3
Cable3 Line/Cable NODO 2.3 NODO 2.4 713.5 65.5 716.5
Cable4 Line/Cable NODO 2.1/1.1 NODO 1.2 2319.9 313.7 2341.0
Cable5 Line/Cable NODO 1.2 NODO 1.3 2245.0 303.6 2265.5
CD 30866 2W XFMR Bus1 NODO 2.1/1.1 3262.0 18887.0 19166.7
EQUIPMENT CABLE DATA
====================
ID Bus ID Load ID Load Type Library Size L (ft) #/ø T (°C) R X Y
------------ ------------ ------------ ---------- -------- ---- ------ --- ------ -------- -------- -----
Cable7 NODO 1.2 2343861 St Load 0MCUN3 8 56. 1 75 0.81100 0.05770 0.000
Cable10 NODO 2.3 2453245 St Load 0MCUN3 8 39. 1 75 0.81100 0.05770 0.000
Cable8 NODO 2.2 2477868 St Load 0MCUN3 8 56. 1 75 0.81100 0.05770 0.000
Cable9 NODO 2.2 2487003 St Load 0MCUN3 8 46. 1 75 0.81100 0.05770 0.000
Cable6 NODO 2.1/1.1 24381112 St Load 0MCUN3 8 62. 1 75 0.81100 0.05770 0.000
LOAD FLOW SUMMARY
CKT / Branch Connected Bus Info. From-To Bus Flow To-From Bus Flow Losses % Bus Voltage
============ ========================= ================== ================== ================= =============
ID From Bus ID To Bus ID MW Mvar MW Mvar kW kvar From To
CD 30866 0.3 0.0 99.68 99.65
CD 30866 Bus1 NODO 2.1/1.1 0.011 0.000 -0.011 0.000 0.2 0.0 100.00 99.65
Cable4 NODO 1.2 NODO 2.1/1.1 -0.001 0.000 0.001 0.000 0.0 0.0 99.63 99.65
Cable5 NODO 1.2 NODO 1.3 0.000 0.000 0.000 0.000 0.0 0.0 99.63 99.63
Cable1 NODO 2.1/1.1 NODO 2.2 0.007 0.000 -0.007 0.000 0.1 0.0 99.65 99.54
Cable2 NODO 2.2 NODO 2.3 0.002 0.000 -0.002 0.000 0.0 0.0 99.54 99.51
Cable3 NODO 2.3 NODO 2.4 0.000 0.000 0.000 0.000 0.0 0.0 99.51 99.51
-------- --------
0.6 0.0
LOAD FLOW SUMMARY
Equipment Cable Losses Summary Report
Cable Connection Losses % Voltage Vd
============ ==================================== ================= ============= % drop
ID Bus ID Load ID Load Type kW kvar Bus Load in Vmag
Cable7 NODO 1.2 2343861 St Load 0.0 0.0 99.63 95.66 3.97
Cable10 NODO 2.3 2453245 St Load 0.3 0.0 99.51 87.83 11.68
Cable8 NODO 2.2 2477868 St Load 0.3 0.0 99.54 87.75 11.79
Cable9 NODO 2.2 2487003 St Load 0.3 0.0 99.54 87.81 11.73
Cable6 NODO 2.1/1.1 24381112 St Load 0.5 0.0 99.65 82.97 16.68
ANEXO 3 DESCRIPCION DE MATERIALES Y MANO DE OBRA DEL SISTEMA ACTUAL
Y EL NUEVO DISEÑO
3.1. MATERIALES Y ESTRUCTURAS QUE COMPONEN EL SISTEMA
ACTUAL DE DISTRIBUCION
Las redes eléctricas de distribución ya sea rural o urbana cumplen con unas normas
establecidas por las empresas prestadoras de este servicio.
Estas normas están compuestas por distancias de seguridad, calibres de conductores,
materiales homologados y demás factores que apliquen a la hora de realizar un diseño, todo
esto con el fin de brindarle seguridad a los usuarios como también viabilidad y
confiabilidad al sistema, ya que cualquier error o falla en el montaje como en el diseño de
las estructuras de redes de distribución puede acarrear tanto perdidas económicas como
también la vida de los usuarios a los que se les presta el servicio ya que el nivel de voltaje
que se maneja es muy alto, esto en el caso de las estructuras en las que se maneja media
tensión(13.2 Kv redes de mesitas del colegio), como también en baja tensión(220/110 V).
En el proyecto la zona de estudio es el municipio de mesitas del colegio, en esta zona las
redes de distribución son atendidas por la empresa CODENSA E.S.P quien es la encargada
de hacer el mantenimiento como también realizar la ampliación de las redes para nuevos
usuarios.
Esta empresa como todas las demás encargadas le la prestación de este servicio tienen bajo
su responsabilidad ofrecer un servicio de calidad y de seguridad.
Esta es una de las razones por las cuales hacen estudios previos teniendo en cuenta el lugar
y donde se van a trazar las redes, que dependiendo del terreno, factores climáticos,
accesibilidad y zona rural o urbana, va a estar cobijado este diseño por normas específicas
de construcción de redes eléctricas.
En el levantamiento de circuitos del municipio de mesitas del colegio bajo la normativa de
CODENSA se encuentra que las redes de distribución de baja tensión están normalizadas
igualmente con las de media tensión. Debido a que la gran mayoría de las estructuras en
terreno de montaje de transformador cumplen con la norma LA 501 + LA 302 (ver tabla 2
para materiales) por esta razón es la que se diseña para el kilómetro típico.
Aparte de la estructura antes mencionada que refiere a la estructura donde se encuentra
ubicado el transformador, las redes de distribución de baja tensión encontradas en terreno
están clasificadas, si son estructuras de paso, retención o finales de circuito. (Ver tabla 1)
NORMA COSTO($) DESCRIPCION
LAR 302 252.024 Circuito secundario monofasico trifilar(tabla 3)
LAR 304 436.966 Circuito secundario monofasico trifilar en retención(tabla 4)
LAR 306 488.005 Circuito secundario monofasico trifilar en retención doble (tabla
5)
LAR 306 +LAR 302 523.105 Combinación Circuito secundario monofasico trifilar en
retención doble con arranque de CTO BT (tabla 6)
CTU 501 +LAR 302 Combinación poste de transformador con circuito de paso MT y
arranque de CTO BT (tabla 2) 5.752.273,84
Tabla 1.Estructuras utilizadas y encontradas en terreno para diseño CTO Km típico redes actuales
A continuación una breve descripción de materiales y costos por estructura:
COD MATERIALES UNIDAD COSTO($) CTD TOTAL($)
6762481 CRUCETAS DE MADERA 2.5X0.1X0.1 M C/U 53309 3 159927
6762326 AISLADOR PORCELANA TIPO PIN ANSI 55-1 C/U 5953 3 17859
6762123 PORTA AISlAD PASANTE CRUCETA MADERA MT C/U 4885 3 14655
6762466 DIAGONAL METÁLICAEN VARILLA5/8" X 770 MM C/U 5094 6 30564
6762175 ABRAZADERA U TIPO 3, 210MM LONG 500MM C/U 10744 1 10744
6762299 TORNILLO ACERO GALVANIZADO 1/2" X 6 1/2" C/U 1554 6 9324
6762237 ABRAZADERA 1 SALIDA 1 1/2" X 1/4" 200MM C/U 8247 1 8247
6762212 TORNILLO CARRUAJE 5/8" X 1 1/2", TIPO 2 C/U 1115 5 5575
6762151 GRAPA OPERAR CALIENTE 16-160 A 16-100MM2 C/U 16312 3 48936
6762413 ESTRIBO 2 AWG CON CONEC CUÑA 2/0 AWG C/U 10360 3 31080
6762416 CARTUCHO AZUL HERRAMIENTA DE CUÑA C/U 2900 3 8700
6762115 CORTACIRCUITO MONOPOLAR 15 KV 100A C/U 75654 3 226962
6762298 FUSIBLE DUAL 3.5 A 15 KV C/U 7656 3 22968
6781248 PARARRAYO 12KV 10KA OXIDO METÁLICO C/U 65377 3 196131
6762308 ABRAZADERA 2 SALIDAS 1 1/2" X 1/4" 250MM C/U 9806 1 9806
6762256 ESPARRAGO ACERO GALVANIZADO 5/8" X 24" C/U 5282 4 21128
6764090 ABRAZADERA 1 SALIDA, 3" X 1/4" 200MM, P C/U 13556 2 27112
6762576 TRANSFO 3F 45 KVA 13.2 KV - 208/120 V C/U 3296983 1 3296983
6762494 CABLE 4 AWG CU THW 600V M 2731 15 40965
6762334 ALAMBRE 4 AWG CU DESNUDO M 2250 12 27000
6762467 POSTE CONCRETO 12M, 1050 KG C/U 421950 1 421950
6762210 TUBO DE 1/2"X3M GALVANIZADO M 4723 1 4723
6762280 VARILLAPUEST TIERRA 5/8"X2,44M COBRIZADA C/U 22308 1 22308
6762120 AISLADOR PORCELANA T- CARRETE ANSI 53-3 C/U 2133 4 8532
6762176 ABRAZADERA SIN SALIDA 1 1/2"X1/4"Ø 200MM C/U 7620 2 15240
6762160 PERCHA PORTA AISLADOR DE 4 PUESTOS C/U 14427 1 14427
6762433 CINTA EN ACERO INOXIDAB.DE 5/8"X100 PIES M 41849 0,16 6695,84
6762496 CABLE 2/0 AWG ACSR SEMIAISLADO XLPE 15KV M 4298 6 25788
6762145 CONECTOR COMPRESION H 2/0-1 A 2/0-1 AWG C/U 2077 8 16616
TOTAL VALOR DE ESTRUCTURA $5.752.273,84
Tabla 2.Costo y materiales utilizados en estructura norma CTU 501 + LA 302
CODIGO MATERIALES UNIDAD COSTO($) CTD VALOR
TOTAL($)
6762120 AISLADOR PORCELANA T- CARRETE ANSI 53-3 C/U 2133 4 8532
6762203 ABRAZADERA SIN SALIDA 1 1/2"X1/4" Ø180MM C/U 3787 2 7574
6762160 PERCHA PORTA AISLADOR DE 4 PUESTOS C/U 14427 1 14427
6762449 POSTE CONCRETO 10M, 510 KG C/U 219414 1 219.414
6766201 TORNILLO 5/8"X8" C/U 2077 1 2077
TOTAL VALOR DE ESTRUCTURA 252.024
Tabla 3.Costo y materiales utilizados en estructura norma LA 302
CODIGO MATERIALES UNIDAD COSTO($) CTD VALOR
TOTAL($)
6762120 AISLADOR PORCELANA T- CARRETE ANSI 53-3 C/U 2133 4 8532
6762203 ABRAZADERA SIN SALIDA 1 1/2"X1/4" Ø180MM C/U 3787 2 7574
6762160 PERCHA PORTA AISLADOR DE 4 PUESTOS C/U 14427 1 14427
6762450 POSTE CONCRETO 10M, 1050 KG C/U 327433 1 327433
6766201 TORNILLO 5/8"X8" C/U 2077 1 2077
6762218 AISLADOR PORCELANA TIPO-TENSOR ANSI C/U 4256 1 4256
6762124 CABLE 3/8" ACERO EXTRA ALTA RESISTENCIA M 1653 12 19836
6762145 CONECTOR COMPRESION H 2/0-1 A 2/0-1 AWG C/U 2077 8 16616
6762152 GRAPA PRENSADORA 3 TORN. 1/4" A 3/8" C/U 5254 2 10508
6762241 GUARDACABO TIPO 3, PARA CABLE DE 3/8" C/U 403 1 403
6762182 VARILLA DE ANCLAJE 3/4"X2M GALVANIZADA C/U 20241 1 20241
6762461 VIGUETA DE CONCRETO 0.60 X 0.15 X 0.15M C/U 5063 1 5063
TOTAL VALOR DE ESTRUCTURA 436.966
Tabla 4.Costo y materiales utilizados en estructura norma LA 304
CODIGO MATERIALES UNIDAD COSTO($) CTD VALOR
TOTAL($)
6762120 AISLADOR PORCELANA T- CARRETE ANSI 53-3 C/U 2133 12 25596
6762203 ABRAZADERA SIN SALIDA 1 1/2"X1/4" Ø180MM C/U 3787 6 22722
6762160 PERCHA PORTA AISLADOR DE 4 PUESTOS C/U 14427 3 43281
6762450 POSTE CONCRETO 10M, 1050 KG C/U 327433 1 327433
6762145 CONECTOR COMPRESION H 2/0-1 A 2/0-1 AWG C/U 2077 24 49848
6762496 CABLE 2/0 AWG ACSR SEMIAISLADO XLPE15KV M 4298 3 12894
6766201 TORNILLO 5/8"X8" C/U 2077 3 6231
TOTAL VALOR DE ESTRUCTURA 488.005
Tabla 5.Costo y materiales utilizados en estructura norma LA 306
CODIGO MATERIALES UNIDAD COSTO($) CTD VALOR
TOTAL($)
6762120 AISLADOR PORCELANA T- CARRETE ANSI 53-3 C/U 2133 16 34128
6762203 ABRAZADERA SIN SALIDA 1 1/2"X1/4" Ø180MM C/U 3787 2 7574
6762160 PERCHA PORTA AISLADOR DE 4 PUESTOS C/U 14427 4 57708
6762450 POSTE CONCRETO 10M, 1050 KG C/U 327433 1 327433
6762145 CONECTOR COMPRESION H 2/0-1 A 2/0-1 AWG C/U 2077 32 66464
6762496 CABLE 2/0 AWG ACSR SEMIAISLADO XLPE 15KV M 4298 5 21490
6766201 TORNILLO 5/8"X8" C/U 2077 4 8308
TOTAL VALOR DE ESTRUCTURA 523.105
Tabla 6.Costo y materiales utilizados en estructura norma LAR 306 +LAR 302
3.2. MATERIALES QUE COMPONEN EL SISTEMA PROPUESTO DE
DISTRIBUCION.
Las estructuras en las que se basa el diseño son las aplicadas al sector urbano, esto refiere a
que se utilizaran estructuras de paso, finales de circuito, retenciones en el caso de media
tensión y para baja tensión se tendrán en cuenta solo dos tipos de estructura la de retención
y suspensión.
Todas las estructuras aplicadas en el diseño van acorde con la normativa según la empresa
prestadora del servicio de distribución de energía. (Ver tabla 7)
ESTRUCTURA MT/BT NORMA
CODENSA
Circuito primario sencillo MT LA 202
Circuito primario sencillo con derivación y retención MT LA 209
Final de circuito primario sencillo MT LA 211
Retensión doble simétrica circuito primario sencillo MT LA 213
Circuito secundario sencillo en suspensión BT LA 320
Final de circuito secundario sencillo en retención BT LA 321
Tabla 7.Estructuras presentes en el nuevo diseño de sistema de redes
En el caso de los transformadores, las estructuras utilizadas en el diseño de las nuevas redes
de distribución cumplen con las normas de la empresa prestadora de energía y también por
diseño solo se aplicaran dos tipos de estructuras, esto debido que los transformadores a
instalar son de baja capacidad por ende son pequeños de dimensión y peso. (Ver tabla 8)
ESTRUCTURA NORMA CODENSA Montaje en poste de transformador con final de
circuito
CTU 500 Montaje en poste de transformador con circuito
de paso
CTU 501
Tabla 8.Estructuras montaje de transformadores nuevo diseño de redes
Para las acometidas de los usuarios la norma aplicada es la AE 219”acometida aérea”
dependiendo de la carga así mismo será el numero de conductores y el calibre. Las demás
especificaciones de las acometidas se encuentran analizadas en el numeral 3.2.2
CODIGO MATERIALES COSTO($) CTD VALOR
TOTAL($)
6762235 ABRAZADERA 1 SALIDA 1 1/2"X1/4" 140MM 7032 1 7.032
6762360 AISLADOR PORCELANA TIPO PIN ANSI 55-5 11085 3 33.255
6762481 CRUCETAS DE MADERA 2.5X0.1X0.1 M 53309 1 53.309
6762466 DIAGONAL METÁLICAEN VARILLA5/8" X 770 MM 5094 2 10.188
6762123 PORTA AISLADOR PASANTE CRUCETA MADERA MT 4885 3 14.655
6762212 TORNILLO CARRUAJE 5/8" X 1 1/2", TIPO 2 1115 1 1.115
6762299 TORNILLO ACERO GALVANIZADO 1/2" X 6 1/2" 1554 3 4.662
6762451 POSTE CONCRETO 12M, 510 KG 322.932 1 322.932
VALOR TOTAL DE LA ESTRUCTURA 447.148
Tabla 9.Materiales y costo de estructura LA202
DESCRIPCION MANO DE OBRA COSTO($) CTD VALOR TOTAL($)
Instalación de crucetas, aisladores y herrajes para montaje de estructura en 11.4 kV, 13.2 kV, ó 34.5
kV en alineamiento
23.845
1
23845
Instalación poste de concreto de 8 a 14 m cualquier tipo de terreno. Incluye suministro de recebo
136.378
1
136378
VALOR TOTAL DE MANO DE OBRA 160223
Tabla 10.Mano de obra estructura LA202
Las anteriores tablas 9 y 10 son para la norma LA 202 circuito primario sencillo de paso
.
CODIGO MATERIALES COSTO($) CTD VALOR TOTAL($)
6762327 AISLADOR PORCELANA SUSPENSIÓN ANSI 52-1 14879 6 89.274
6762360 AISLADOR PORCELANA TIPO PIN ANSI 55-5 11085 5 55.425
6762481 CRUCETAS DE MADERA 2.5X0.1X0.1 M 53309 3 159.927
6762466 DIAGONAL METÁLICAEN VARILLA5/8" X 770 MM 5094 6 30.564
6762180 GRAPA TERMINAL METÁLICA RECTA 63-125MM2 17133 3 51.399
6762181 PERNO DE OJO 5/8" X 545 MM TIPO 5 4297 2 8.594
6762467 POSTE CONCRETO 12M, 1050 KG 421950 1 421.950
6762123 PORTA AISLADOR PASANTE CRUCETA MADERA MT 4885 5 24.425
6762368 CONECTOR CUÑA P=95 D=70MM2 O 4/0-2/0AWG 6189 3 18.567
6762255 ESPÁRRAGO DE 5/8" X 20" 4832 2 9.664
6762252 TORNILLO DE ACERO GALVANIZADO 5/8 X 10" 2339 2 4.678
6762213 TORNILLO DE ACERO GALVANIZADO 5/8 X 5" 1591 8 12.728
6762202 ABRAZADERA EN U TIPO 2, 180MM LONG400MM 9403 1 9.403
6762119 AISLADOR PORCELANA TIPOTENSOR ANSI 54-2 8044 1 8.044
6762124 CABLE 3/8" ACERO EXTRA ALTA RESISTENCIA 1653 20 33.060
6762152 GRAPA PRENSADORA 3 TORN. 1/4" A 3/8" 5254 2 10.508
6762182 VARILLA DE ANCLAJE 3/4"X2M GALVANIZADA 20241 1 20.241
6762461 VIGUETA DE CONCRETO 0.60 X 0.15 X 0.15M 5063 1 5.063
VALOR TOTAL DE MATERIALES 973.917
Tabla 11.Materiales y costo de estructura LA209
DESCRIPCION MANO DE OBRA COSTO($) CTD VALOR TOTAL($)
Instalación poste de concreto de 8 a 14 m cualquier tipo de terreno. Incluye suministro de recebo 136.378 1 136378
Instalación de crucetas, aisladores y herrajes para montaje de estructura de 11.4 kV, 13.2 kV, ó 34.5 kV 34.600 1 34600
Instalación de pases ó puentes. Por fase. Para MT ó BT 6.086 3 18258
Instalación de templete con todos sus accesorios para retenida de poste a varilla de anclaje, 54.152 1 54152
VALOR TOTAL DE MANO DE OBRA 243388
Tabla 12.Mano de obra estructura LA209
Las dos tablas anteriores la 11 y 12 son para la norma LA209 circuito primario sencillo con
derivación en 90° y retención, las dos siguientes tablas la 13 y 14 son para la norma LA211
Final de circuito primario sencillo.
CODIGO MATERIALES COSTO($) CTD VALOR TOTAL($)
6762314 ABRAZADERA 2 SALIDAS 1 1/2" X 1/4" 180MM 8194 1 8.194
6762292 AISLADOR POLIMERI 15KVSUSP HORQUILLA OJO 29871 3 89.613
6762481 CRUCETAS DE MADERA 2.5X0.1X0.1 M 53309 2 106.618
6762466 DIAGONAL METÁLICAEN VARILLA5/8" X 770 MM 5094 4 20.376
6762180 GRAPA TERMINAL METÁLICA RECTA 63-125MM2 17133 3 51.399
6762212 TORNILLO CARRUAJE 5/8" X 1 1/2", TIPO 2 1115 2 2.230
6762256 ESPARRAGO ACERO GALVANIZADO 5/8" X 24" 5282 1 5.282
6762181 PERNO DE OJO 5/8" X 545 MM TIPO 5 4297 3 12.891
6762299 TORNILLO ACERO GALVANIZADO 1/2" X 6 1/2" 1554 2 3.108
6762467 POSTE CONCRETO 12M, 1050 KG 421950 1 421.950
6762119 AISLADOR PORCELANA TIPOTENSOR ANSI 54-2 8044 1 8.044
6762124 CABLE 3/8" ACERO EXTRA ALTA RESISTENCIA 1653 20 33.060
6762152 GRAPA PRENSADORA 3 TORN. 1/4" A 3/8" 5254 2 10.508
6762182 VARILLA DE ANCLAJE 3/4"X2M GALVANIZADA 20241 1 20.241
6762461 VIGUETA DE CONCRETO 0.60 X 0.15 X 0.15M 5063 1 5.063
VALOR TOTAL DE MATERIALES 798.980
Tabla 13.Materiales y costo de estructura LA211
DESCRIPCION MANO DE OBRA COSTO ($) CTD VALOR
TOTAL($) Instalación de crucetas, aisladores y herrajes 34.578 2 69156
Instalación poste de concreto de 8 a 14 m cualquier tipo de terreno. Incluye suministro de recebo 136.378 1 136378
Instalación de pases ó puentes. Por fase. Para MT ó BT 6.086 3 18258
Instalación de templete con todos sus accesorios para retenida de poste a varilla de anclaje, 54.152 1 54152
VALOR TOTAL DE MANO DE OBRA 277944
Tabla 14.Mano de obra estructura LA211
Las siguientes tablas 15 y 16 aplican para la norma LA213 Retensión doble simétrica
circuito primario sencillo dando como fin a las estructuras en media tensión aplicadas en
el diseño de las nuevas redes
CODIGO MATERIALES COSTO($) CTD VALOR
TOTAL($)
6762314 ABRAZADERA 2 SALIDAS 1 1/2" X 1/4" 180MM 8194 1 8.194
6762292 AISLADOR POLIMERI 15KVSUSP HORQUILLA OJO 29871 6 179.226
6762481 CRUCETAS DE MADERA 2.5X0.1X0.1 M 53309 2 106.618
6762360 AISLADOR PORCELANA TIPO PIN ANSI 55-5 11085 1 11.085
6762123 PORTA AISLADOR PASANTE CRUCETA MADERA MT 4885 1 4.885
6762466 DIAGONAL METÁLICAEN VARILLA5/8" X 770 MM 5094 4 20.376
6762180 GRAPA TERMINAL METÁLICA RECTA 63-125MM2 17133 6 102.798
6762212 TORNILLO CARRUAJE 5/8" X 1 1/2", TIPO 2 1115 2 2.230
6762256 ESPARRAGO ACERO GALVANIZADO 5/8" X 24" 5282 1 5.282
6762181 PERNO DE OJO 5/8" X 545 MM TIPO 5 4297 3 12.891
6762209 TUERCA OJO ALARGADO 5/8" 3895 3 11.685
6762299 TORNILLO ACERO GALVANIZADO 1/2" X 6 1/2" 1554 2 3.108
6762467 POSTE CONCRETO 12M, 1050 KG 421950 1 421.950
VALOR TOTAL DE MATERIALES 890.328
Tabla 15.Materiales y costo de estructura LA213
DESCRIPCION MANO DE OBRA COSTO ($) CTD VALOR
TOTAL($)
Instalación poste de concreto de 8 a 14 m cualquier tipo de terreno. Incluye suministro de recebo 136.378 1 136378
Instalación de pases ó puentes. Por fase MT ó BT 6.086 3 18258 Instalación de crucetas, aisladores y herrajes para montaje de
estructura de 11.4 kV, 13.2 kV, ó 34.5 kV en retención horizontal según las Normas
34.600 1 34600
VALOR TOTAL DE MANO DE OBRA 189.236
Tabla 16.Mano de obra estructura LA213
Para las redes de baja tensión las tablas que están a continuación, la tabla 17 Circuito
secundario sencillo en suspensión y la tabla 18 Circuito secundario sencillo en retención
son las estructuras que aplican, la mano de obra es la misma en ambas estructuras. (Ver
tabla 19)
CODIGO MATERIALES COSTO($) CTD VALOR TOTAL($)
6762317 GRAPA DE SUSP AISL. PARA RED TRENZADA BT 6884 1 6.884
6762242 PERNO DE OJO 5/8" X 203 MM TIPO 1 2478 1 2.478
6762449 POSTE CONCRETO 10M, 510 KG 219414 1 219.414
VALOR TOTAL DE MATERIALES 228.776
Tabla 17.Materiales y costo de estructura LA320
CODIGO MATERIALES COSTO($) CTD VALOR TOTAL($)
6762322 GRAPA RETENCIÓN CABLE AUTOSOPORTADO B.T. 16116 1 16.116
6762181 PERNO DE OJO 5/8" X 545 MM TIPO 5 4297 1 4.297
6762170 CINTA AISLANTE PVC PARA BT Y CUBIERTAS 2934 1 2.934
6762142 CINTA AISLANTE CAUCHO <=69KV CON SEPARA 8986 1 8.986
6762449 POSTE CONCRETO 12M, 1050 KG 421950 1 421.950
VALOR TOTAL DE MATERIALES 454.283
Tabla 18.Materiales y costo de estructura LA321
DESCRIPCION MANO DE OBRA COSTO($) CTD VALOR
TOTAL($)
Instalación poste de concreto de 8 a 14 m cualquier tipo de
terreno. Incluye suministro de recebo 136.378 1 136378
Instalación de herrajes y grapas de suspensión o retención
para montaje de red trenzada de BT. 8.025 2 16050
VALOR TOTAL DE MANO DE OBRA 152.428
Tabla 19.Mano de obra estructura LA320 Y LA321
Para la instalación de las cajas de acometidas la mano de obra como los materiales
necesarios se encuentra a continuación en las tablas 20 y 21.
CODIGO MATERIALES COSTO($) CTD VALOR
TOTAL($)
6762318 CAJA DERIVACIÓN DE ACOMETIDAS 64554 1 64.554
6762499 CABLE 3X2AWG+-1X4AWG CU ANTIFRAUDE 600V 18541 2 37.082
6762321 CONECTOR PERFORACIÓN (4/0-2/0)A 2 AWG 3308 3 9.924
6762365 CONECTOR PERFORACIÓN AISLANTE 1/0, 2 AWG 5585 1 5.585
6762433 CINTA EN ACERO INOXIDAB. DE 5/8"X100 PIES 41849 0,16 6.696
6764362 HEBILLA 5/8" DE ACERO INOXIDABLE 332 4 1.328
6762334 ALAMBRE 4 AWG CU DESNUDO 2250 15 33.750
6762144 CONECTOR COMPRESION H 2/0-1/0 A 2-6AWG 2738 1 2.738
6762210 TUBO DE 1/2"X3M GALVANIZADO 4723 3 14.169
6762364 VARILLA DE PUESTA A TIERRA 5/8"X2,44M CU 44674 1 44.674
VALOR TOTAL DE MATERIALES 220.500
Tabla 20.Materiales y costo del montaje de caja de derivación de acometidas
DESCRIPCION MANO DE OBRA COSTO($) CTD VALOR TOTAL($)
Instalación de puesta a tierra en LAMT y LABT, de acuerdo con las Normas. Incluye medición de la puesta a tierra y entrega de
informe. 36.388 1 36388
Instalación de caja de barraje para conexión de acometidas. Incluye conexionado a la red. 22.196 1 22196
Instalación de cable de acometida y puesta a tierra para caja sobrepuesta monofásica bifásica o trifásica. 25.602 1 25602
VALOR TOTAL DE MANO DE OBRA 84.186
Tabla 21.Mano de obra del montaje de caja de derivación de acometidas
La mano de obra de la tabla 21 incluye la instalación de la acometida a los usuarios, que es
la que nos llevara la energía al medidor.
La tabla 22 indica el valor de los materiales a utilizar en el montaje del transformador 3Φ,es
de aclarar que se retiran de este listado todo lo que tiene que ver con la estructura como tal
ya que estos transformadores nuevos van a ser instalados en las estructuras antes descritas
en su material y mano de obra, quiere decir que en esta tabla lo único que se describe son
los materiales del montaje del transformador
CODIGO MATERIALES UNIDAD COSTO ($) CTD VALOR
TOTAL($) 6762481 CRUCETAS DE MADERA2.5X0.1X0.1 M C/U 53309 2 106618
6762466 DIAGONAL METÁLICAEN VARILLA5/8" X 770 MM C/U 5094 4 20376
6762299 TORNILLO ACERO GALVANIZADO1/2" X 6 1/2" C/U 1554 4 6216
6762237 ABRAZADERA 1 SALIDA1 1/2" X 1/4" 200MM C/U 8247 1 8247
6762212 TORNILLO CARRUAJE5/8" X 1 1/2", TIPO 2 C/U 1115 2 2230
6762151 GRAPA OPERAR CALIENTE16-160 A 16-100MM2 C/U 16312 3 48936
6762413 ESTRIBO 2 AWG CON CONECTORCUÑA 2/0 AWG C/U 10360 3 31080
6762416 CARTUCHO AZUL PARAHERRAMIENTA DE CUÑA C/U 2900 3 8700
6762115 CORTACIRCUITO MONOPOLAR 15 KV 100A C/U 75654 3 226962
6762165 FUSIBLE DUAL 1.3A 15 KV C/U 7656 3 22968
6781248 PARARRAYO 12KV 10KAOXIDO METÁLICO ET500 C/U 65377 3 196131
6762308 ABRAZADERA 2 SALIDAS1 1/2" X 1/4" 250MM C/U 9806 1 9806
6762256 ESPARRAGO ACERO GALVANIZADO5/8" X 24" C/U 5282 4 21128
6764090 ABRAZADERA 1 SALIDA,3" X 1/4" 200MM, P C/U 13556 2 27112
6762571 TRANSFO 3F 15 KVA13.2 KV - 208/120 V C/U 2059767 1 2059767
6762494 CABLE 4 AWG CU THW 600V M 2731 15 40965
6762334 ALAMBRE 4 AWG CU DESNUDO M 2250 12 27000
6762210 TUBO DE 1/2"X3M GALVANIZADO M 4723 1 4723
6762280 VARILLAPUEST TIERRA5/8"X2,44M COBRIZADA C/U 22308 1 22308
6764362 HEBILLA 5/8" DEACERO INOXIDABLE C/U 332 4 1328
6762433 CINTA EN ACERO INOXIDAB.DE 5/8"X100 PIES M 41849 0,16 6695,84
TOTAL VALOR 2’899.296
Tabla 22.Valor de materiales para el montaje de transformador 3Φ de 15 Kva
En las dos siguientes tablas se encuentra la descripción del valor de materiales del montaje
de un transformador de 1Φ de 1 Kva (tabla 23) y el de un transformador de 1Φ de 10 Kva
(tabla 24), la mano de obra es la misma para el montaje de los tres transformadores (tabla
25).
CODIGO MATERIALES UNIDAD COSTO ($) CTD VALOR
TOTAL($) 6762481 CRUCETAS DE MADERA 2.5X0.1X0.1 M C/U 53309 2 106618
6762466 DIAGONAL METÁLICAEN VARILLA5/8" X 770 MM C/U 5094 4 20376
6762299 TORNILLO ACERO GALVANIZADO 1/2" X 6 1/2" C/U 1554 4 6216
6762237 ABRAZADERA 1 SALIDA 1 1/2" X 1/4" 200MM C/U 8247 1 8247
6762212 TORNILLO CARRUAJE 5/8" X 1 1/2", TIPO 2 C/U 1115 2 2230
6762151 GRAPA OPERAR CALIENTE 16-160 A 16-100MM2 C/U 16312 2 32624
6762413 ESTRIBO 2 AWG CON CONECTOR CUÑA 2/0 AWG C/U 10360 2 20720
6762416 CARTUCHO AZUL PARA HERRAMIENTA DE CUÑA C/U 2900 2 5800
6762115 CORTACIRCUITO MONOPOLAR 15 KV 100A C/U 75654 2 151308
6762165 FUSIBLE DUAL 0,6A 15 KV C/U 7656 2 15312
6781248 PARARRAYO 12KV 10KA C/U 65377 2 130754
6762308 ABRAZADERA 2 SALIDAS 1 1/2" X 1/4" 250MM C/U 9806 1 9806
6762256 ESPARRAGO ACERO GALVANIZADO 5/8" X 24" C/U 5282 4 21128
6764090 ABRAZADERA 1 SALIDA, 3" X 1/4" 200MM, P C/U 13556 2 27112
6776818 TRANSFO 1F 5KVA 13.2KV/120-240V ACEITE C/U 974308 1 974308
6762494 CABLE 4 AWG CU THW 600V M 2731 15 40965
6762334 ALAMBRE 4 AWG CU DESNUDO M 2250 12 27000
6762210 TUBO DE 1/2"X3M GALVANIZADO M 4723 1 4723
6762280 VARILLAPUEST TIERRA 5/8"X2,44M C/U 22308 1 22308
6764362 HEBILLA 5/8" DE ACERO INOXIDABLE C/U 332 4 1328
6762433 CINTA EN ACERO INOXIDAB. DE 5/8"X100 PIES M 41849 0,16 6695,84
TOTAL VALOR 1.635.579
Tabla 23.Valor de materiales para el montaje de transformador 1Φ de 5 Kv
CODIGO MATERIALES UNIDAD COSTO
($) CTD
VALOR
TOTAL($)
6762481 CRUCETAS DE MADERA 2.5X0.1X0.1 M C/U 53309 2 106618
6762466 DIAGONAL METÁLICAEN VARILLA5/8" X 770 MM C/U 5094 4 20376
6762299 TORNILLO ACERO GALVANIZADO 1/2" X 6 1/2" C/U 1554 4 6216
6762237 ABRAZADERA 1 SALIDA 1 1/2" X 1/4" 200MM C/U 8247 1 8247
6762212 TORNILLO CARRUAJE 5/8" X 1 1/2", TIPO 2 C/U 1115 2 2230
6762151 GRAPA OPERAR CALIENTE 16-160 A 16-100MM2 C/U 16312 2 32624
6762413 ESTRIBO 2 AWG CON CONECTOR CUÑA 2/0 AWG C/U 10360 2 20720
6762416 CARTUCHO AZUL PARA HERRAMIENTA DE CUÑA C/U 2900 2 5800
6762115 CORTACIRCUITO MONOPOLAR 15 KV 100A C/U 75654 2 151308
6762165 FUSIBLE DUAL 0,7A 15 KV C/U 7656 2 15312
6781248 PARARRAYO 12KV 10KA OXIDO METÁLICO ET500 C/U 65377 2 130754
6762308 ABRAZADERA 2 SALIDAS 1 1/2" X 1/4" 250MM C/U 9806 1 9806
6762256 ESPARRAGO ACERO GALVANIZADO 5/8" X 24" C/U 5282 4 21128
6764090 ABRAZADERA 1 SALIDA, 3" X 1/4" 200MM, P C/U 13556 2 27112
6762564 TRANSFO 1F10 KVA 13.2 KV-120/240V ACEITE C/U 1167737 1 1167737
6762494 CABLE 4 AWG CU THW 600V M 2731 15 40965
6762334 ALAMBRE 4 AWG CU DESNUDO M 2250 12 27000
6762210 TUBO DE 1/2"X3M GALVANIZADO M 4723 1 4723
6762280 VARILLAPUEST TIERRA 5/8"X2,44M COBRIZADA C/U 22308 1 22308
6764362 HEBILLA 5/8" DE ACERO INOXIDABLE C/U 332 4 1328
6762433 CINTA EN ACERO INOXIDAB. DE 5/8"X100 PIES M 41849 0,16 6695,84
TOTAL VALOR 1’829.007
Tabla 24.Valor de materiales para el montaje de transformador 1Φ de 10 Kva
DESCRIPCION MANO DE OBRA COSTO ($) CTD VALOR TOTAL ($)
Instalación de crucetas ,aisladores y herrajes 34.578 2 69.156 Montaje de transformador trifásico
en poste hasta 150 kVA 173.221 1 173.221
Cambio o Instalación de grapas de operar en caliente. Por unidad 120.899 3 362.697
Cambio o Instalación de estribo de media tensión. Por unidad. 111.138 3 333.413
VALOR TOTAL DE MANO DE OBRA 938.487
Tabla25. Valor de mano de obra del montaje de cada transformador nuevo
El costo de la instalación de los conductores (mano de obra) como el costo de los materiales
se encuentran definidos en las tablas 26 y 27 donde se visualiza la cantidad por metros de
cable o conductor a ser instalados en el nuevo diseño de redes.
CODIGO MATERIALES COSTO ($) CTD VALOR
TOTAL($) 6762192 CABLE 25 MM2 ACSR DESNUDO 1500 700 1050000 6762328 CABLE 3X70 MM2+1X50MM2 AAC XLPE TRENZADO 6801 400 2720400 6762248 CABLE 3X8AWG+1X10AWG CU ANTIFRAUDE 4374 100 437400 6762372 CABLE 2X8+1X10AWG CU ANTIFRAUDE 3454 800 2763200
VALOR TOTAL DE LOS CONDUCTORES 6971000
Tabla 26.Valor de conductor por metro a utilizar en el montaje MT/BT
DESCRIPCION MANO DE OBRA COSTO ($) CTD VALOR
TOTAL($) Instalación de conductor aéreo trenzado de B.T. cualquier calibre
(3 fases + neutro) por metro lineal de red. 1.237 300 371.100
Instalación de conductor aéreo de Media Tensión monopolar, hasta calibre No. 2/0 AWG. Por fase. 415 1500 622.500
VALOR TOTAL DE MANO DE OBRA 993.600
Tabla 27.Valor de instalación del conductor a utilizar en el montaje MT/BT
ANEXO 4
DATOS DE ANÁLISIS FLUJO DE CARGA SISTEMA KILÓMETRO TÍPICO ACTUAL DE
DISTRIBUCIÓN
SYSTEM ANALYSIS Project: Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Contract: SN: KLGCONSULT Engineer: Study Case: LF File: KilometroTipicoAct
Electrical Transient Analyzer Program -------------------------------------
LOAD FLOW ANALYSIS Normal Loading
Swing Gen. Load Total ----- ----- ----- ----- Number of Buses: 1 0 22 23 XFRM2 React. Line/Cable Imp. Tie PD XFRM3 Total ----- ----- ---------- ----- ------- ----- ----- Number of Branches: 1 0 21 0 0 0 22 Maximum Number of Iterations: 99 Precision of the Solution: .00010 MW and Mvar Method of Solution: Newton-Raphson System Frequency: 60.0 Hz Unit System: English Data Filename: KilometroTipicoActual Output Filename: D:\ETAP 400\PowerStation\KilometroTipicoActual\Untitled.lfr
LINE / CABLE DATA Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Contract: SN: KLGCONSULT Engineer: Study Case: LF File: KilometroTipicoAct CKT / Branch Ohms/1000 ft per Conductor (Cable) or per Phase (Line) Impedance ID Library Size #/ø T (°C) R X Y % R % X % Y ------------ -------- ---- ------ --- ------ -------- -------- ------- ------- Cable2 0MALN3 2/0 3 75 0.05100 0.01241 0.0000 288.02 70.08 0.0000 Cable3 1MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 377.88 91.94 0.0000 Cable4 1MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 604.60 147.10 0.0000 Cable5 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 604.60 147.10 0.0000 Cable6 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 453.45 110.33 0.0000 Cable7 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 1209.21 294.21 0.0000 Cable8 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 1020.27 248.24 0.0000 Cable9 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 491.24 119.52 0.0000 Cable10 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 1511.51 367.76 0.0000 Cable11 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 831.33 202.27 0.0000 Cable12 1MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 1587.09 386.15 0.0000 Cable13 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 1511.51 367.76 0.0000 Cable14 0MCUN3 2/0 3 75 0.10200 0.04070 0.0000 783.40 312.59 0.0000 Cable15 0MCUN3 2/0 3 75 0.03110 0.01241 0.0000 189.67 75.68 0.0000 Cable16 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 755.76 183.88 0.0000 Cable17 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 680.18 165.49 0.0000 Cable18 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 1058.06 257.43 0.0000 Cable20 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 1322.57 321.79 0.0000 Cable23 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 264.98 64.47 0.0000 Cable24 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 1511.51 367.76 0.0000 Cable25 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 1511.51 367.76 0.0000
XFMR / REACTOR DATA Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Contract: SN: KLGCONSULT Engineer: Study Case: LF File: KilometroTipicoAct CKT / Branch Transformer Reactor Impedance (100MVA Base) ============ ======================================= ============= ============================= ID MVA kV kV % Z X/R X (ohm) X/R % Tol. % R % X ------------ ------- ------ ------ ------- ----- ------ ------ -------- ------- ------ CTO TIPICO 0.045 13.200 0.220 5.750 5.8 0.000 0.000 0.00 2174.7 12591.4 CKT / Branch Bus Numbers ("*" LTC side) Transformer Load Tap Changer Setting ======================================================================================================= ID Prim.BusID Sec.BusID % Min Tap % Max Tap % Step Reg. Bus ID %Voltage kV ------------ ------------ --------- --------- --------- -------- ------------ -------- ----- CTO TIPICO *Bus1 nodo1.1/1.2 -10.00 10.00 0.625 nodo1.1/1.2 100.00 0.220
BRANCH CONNECTIONS Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Contract: SN: KLGCONSULT Engineer: Study Case: LF File: KilometroTipicoAct CKT / Branch Connected Bus ID %Impedance (100 MVA Base) ======================== ========================== ========================== ID Type From To R X Z ------------ ---------- ------------ ------------ ------- ------- -------- Cable2 Line/Cable nodo1.1/1.2 nodo1.3 288.0 70.1 296.4 Cable3 Line/Cable nodo1.3 nodoBT1 377.9 91.9 388.9 Cable4 Line/Cable nodoBT1 nodo1.4.1 604.6 147.1 622.2 Cable5 Line/Cable nodo1.4.1 nodo1.4.1.1 604.6 147.1 622.2 Cable6 Line/Cable nodoBT1 nodo1.5 453.5 110.3 466.7 Cable7 Line/Cable nodo1.5 nodo1.6 1209.2 294.2 1244.5 Cable8 Line/Cable nodoBT1 nodoBT2 1020.3 248.2 1050.0 Cable9 Line/Cable nodoBT2 nodo1.4/1.4. 491.2 119.5 505.6 Cable10 Line/Cable nodo1.4/1.4. nodo1.4.2.2 1511.5 367.8 1555.6 Cable11 Line/Cable nodo1.6 nodo1.7 831.3 202.3 855.6 Cable12 Line/Cable nodo1.7 nodo1.7.1 1587.1 386.1 1633.4 Cable13 Line/Cable nodo1.7 nodo1.8 1511.5 367.8 1555.6 Cable14 Line/Cable nodo1.8 nodo1.8.1 783.4 312.6 843.5 Cable15 Line/Cable nodo1.8.1 nodo1.8.2 189.7 75.7 204.2 Cable16 Line/Cable nodo1.8 nodo1.9 755.8 183.9 777.8 Cable17 Line/Cable nodo1.9 nodo1.1.0.2 680.2 165.5 700.0 Cable18 Line/Cable nodo1.8 nodo1.1.1 1058.1 257.4 1088.9 Cable20 Line/Cable nodo1.1.0.2 nodo1.1.6 1322.6 321.8 1361.2 Cable23 Line/Cable nodo1.1.1 nodo1.1.2 265.0 64.5 272.7 Cable24 Line/Cable nodo1.1.2 nodo1.1.3 1511.5 367.8 1555.6 Cable25 Line/Cable nodo1.1.3 nodo1.1.4 1511.5 367.8 1555.6 CTO TIPICO 2W XFMR Bus1 nodo1.1/1.2 2174.7 12591.4 12777.8
EQUIPMENT CABLE DATA Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Contract: SN: KLGCONSULT Engineer: Study Case: LF File: KilometroTipicoAct Cable Connection Ohms/1000 ft per Conductor ======================================================================================================= ID Bus ID Load ID Load Type Library Size #/ø T (°C) R X Y ------------ ------------ ------------ ---------- -------- ---- ------ --- ------ -------- ---Cable32 nodo1.1/1.2 USU 1 St Load 1MCUN3 8 3 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable33 nodo1.1/1.2 USU 2 St Load 1MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable34 nodo1.1/1.2 USU 3 St Load 1MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable39 nodo1.3 USU 8 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable42 nodo1.4.1.1 USU 10 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.06924 0.00000 Cable43 nodo1.4.1.1 USU 11 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable44 nodo1.4.1.1 USU 12 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable41 nodo1.3 USU 13 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable51 nodo1.5 USU 14 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable52 nodo1.5 USU 15 St Load 0MCUN3 8 3 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable57 nodo1.6 USU 16 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable58 nodo1.6 USU 18 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable59 nodo1.6 USU 19 St Load 0MCUN3 8 3 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable70 nodo1.7.1 USU 20 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 cable71 nodo1.7.1 USU 21 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable83 nodo1.8.1 USU 22 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable84 nodo1.8.1 USU 23 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable85 nodo1.8.1 USU 24 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable65 nodo1.7 USU 27 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable67 nodo1.7 USU 29 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable72 nodo1.8 USU 31 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable90 nodo1.8.2 USU 35 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable73 nodo1.8 USU 37 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable78 nodo1.1.4 USU 46 St Load 0MALN3 8 1 75 1.33004 0.05770 0.00000 Cable79 nodo1.1.2 USU 47 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable81 nodo1.1.1 USU 49 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable82 nodo1.1.1 USU 50 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable77 nodo1.1.6 USU 54 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000
Cable76 nodo1.9 USU 62 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable60 nodo1.6 USU 65 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable61 nodo1.6 USU 66 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable62 nodo1.6 USU 67 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable53 nodo1.5 USU 68 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable54 nodo1.5 USU 69 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable55 nodo1.5 USU 70 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable56 nodo1.5 USU 71 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable45 nodo1.4/1.4. USU 72 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable49 nodo1.4.2.2 USU 73 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable50 nodo1.4.2.2 USU 74 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable47 nodo1.4/1.4. USU 75 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable46 nodo1.4/1.4. USU 76 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable48 nodo1.4/1.4. USU 77 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000
LOAD FLOW REPORT Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Bus Information & Nom kV Voltage Generation Motor Load Static Load Load Flow ======================== =========== ============ ============ ============ =========================== ID Type kV % Mag. Ang. MW Mvar MW Mvar MW Mvar To Bus ID MW Mvar ------ ---- ----- ------ ---- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ------------ ----- ------- *Bus1 Swng 13.20 100.00 0.0 0.0 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1/1.2 0.08 0.01 1.1.0.2 Load 0.22 98.14 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.9 0.00 0.00 nodo1.1.6 0.00 0.00 nodo1.1.1Load 0.22 98.11 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.8 -0.01 0.00 nodo1.1.2 0.00 0.00 nodo1.1.2Load 0.22 98.10 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.1 0.00 0.00 nodo1.1.3 0.00 0.00 nodo1.1.3Load 0.22 98.07 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.2 0.00 0.00 nodo1.1.4 0.00 0.00 nodo1.1.4Load 0.22 98.03 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.3 0.00 0.00 nodo1.1.6Load 0.22 98.12 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.0.2 0.00 0.00
nodo1.1/1.2Load 0.22 99.80 -5.4 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 nodo1.3 0.07 0.00 Bus1 -0.08 0.00 nodo1.3 Load 0.22 99.59 -5.4 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1/1.2 -0.07 0.00 nodoBT1 0.07 0.00 nodo1.4.1Load 0.22 99.30 -5.4 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodoBT1 -0.01 0.00 nodo1.4.1.1 0.01 0.00 nodo1.4.1.1Load 0.22 99.25 -5.4 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 nodo1.4.1 -0.01 0.00 nodo1.4.2.2Load 0.22 99.14 -5.5 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.4/1.4. 0.00 0.00 nodo1.4/1.4.Load0.22 99.18 -5.5 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 nodoBT2 -0.01 0.00 nodo1.4.2.2 0.00 0.00 nodo1.5 Load 0.22 99.12 -5.5 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 nodoBT1 -0.05 0.00 nodo1.6 0.04 0.00 nodo1.6 Load 0.22 98.69 -5.5 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 nodo1.5 -0.04 0.00 nodo1.7 0.03 0.00 nodo1.7 Load 0.22 98.47 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.6 -0.03 0.00 nodo1.7.1 0.00 0.00 nodo1.8 0.02 0.00 nodo1.7.1Load 0.22 98.40 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.7 0.00 0.00 nodo1.8 Load 0.22 98.17 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.7 -0.02 0.00 nodo1.8.1 0.01 0.00 nodo1.9 0.00 0.00 nodo1.1.1 0.01 0.00 nodo1.8.1Load 0.22 98.11 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 nodo1.8 -0.01 0.00 nodo1.8.2 0.00 0.00 nodo1.8.2Load 0.22 98.10 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.8.1 0.00 0.00 nodo1.9 Load 0.22 98.15 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.8 0.00 0.00 nodo1.1.0.2 0.00 0.00 nodoBT1 Load 0.22 99.34 -5.4 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.3 -0.07 0.00 nodo1.4.1 0.01 0.00 nodo1.5 0.05 0.00 nodoBT2 0.01 0.00 nodoBT2 Load 0.22 99.24 -5.4 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodoBT1 -0.01 0.00 nodo1.4/1.4. 0.01 0.00
LOAD FLOW SUMMARY Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Engineer: Study Case: LF File: KilometroTipicoAct Branch Losses Summary Report ---------------------------- CKT / Branch Connected Bus Info. From-To Bus Flow To-From Bus Flow Losses % Bus Voltage
============ ========================= ================== ================== ================= =============
ID From Bus ID To Bus ID MW Mvar MW Mvar kW kvar From To
------------ ------------ ------------ -------- -------- -------- -------- -------- -------- ------ ------
CTO TIPICO cto mt-------------------- -------- -------- -------- -------- 0.11 --- ------ ---- CTO TIPICO Bus1 nodo1.1/1.2 0.077 0.007 -0.076 0.000 0.9 7.2 100.00 99.80 Cable17 nodo1.1.0.2 nodo1.9 -0.001 0.000 0.001 0.000 0.2 0.0 98.14 98.15 Cable20 nodo1.1.0.2 nodo1.1.6 0.001 0.000 -0.001 0.000 0.1 0.0 98.14 98.12 Cable18 nodo1.1.1 nodo1.8 -0.006 0.000 0.006 0.000 0.3 0.0 98.11 98.17 Cable23 nodo1.1.1 nodo1.1.2 0.004 0.000 -0.004 0.000 0.3 0.0 98.11 98.10 Cable24 nodo1.1.2 nodo1.1.3 0.002 0.000 -0.002 0.000 0.6 0.0 98.10 98.07 Cable25 nodo1.1.3 nodo1.1.4 0.002 0.000 -0.002 0.000 0.2 0.0 98.07 98.03 Cable2 nodo1.1/1.2 nodo1.3 0.070 0.000 -0.070 0.000 0.6 0.0 99.80 99.59 Cable3 nodo1.3 nodoBT1 0.067 0.000 -0.066 0.000 0.2 0.0 99.59 99.34 Cable4 nodo1.4.1 nodoBT1 -0.007 0.000 0.007 0.000 0.3 0.0 99.30 99.34 Cable5 nodo1.4.1 nodo1.4.1.1 0.007 0.000 -0.007 0.000 0.9 0.0 99.30 99.25 Cable10 nodo1.4.2.2 nodo1.4/1.4. -0.003 0.000 0.003 0.000 0.4 0.0 99.14 99.18 Cable9 nodo1.4/1.4. nodoBT2 -0.010 0.000 0.010 0.000 0.3 0.0 99.18 99.24 Cable6 nodo1.5 nodoBT1 -0.049 0.000 0.049 0.000 0.1 0.0 99.12 99.34 Cable7 nodo1.5 nodo1.6 0.035 0.000 -0.035 0.000 0.2 0.0 99.12 98.69 Cable11 nodo1.6 nodo1.7 0.026 0.000 -0.026 0.000 0.8 0.0 98.69 98.47 Cable12 nodo1.7 nodo1.7.1 0.004 0.000 -0.004 0.000 0.4 0.0 98.47 98.40 Cable13 nodo1.7 nodo1.8 0.019 0.000 -0.019 0.000 0.3 0.0 98.47 98.17 Cable14 nodo1.8 nodo1.8.1 0.008 0.000 -0.008 0.000 0.2 0.0 98.17 98.11 Cable16 nodo1.8 nodo1.9 0.003 0.000 -0.003 0.000 0.3 0.0 98.17 98.15 Cable15 nodo1.8.1 nodo1.8.2 0.002 0.000 -0.002 0.000 0.2 0.0 98.11 98.10 Cable8 nodoBT1 nodoBT2 0.010 0.000 -0.010 0.000 0.2 0.0 99.34 99.24 -------- -------- 8.4 7.4
LOAD FLOW SUMMARY ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Engineer: Study Case: LF File: KilometroTipicoAct
Equipment Cable Losses Summary Report Cable Connection Losses % Voltage Vd ============ ==================================== ================= ============= % drop ID Bus ID Load ID Load Type kW kvar Bus Load in Vmag ------------ ------------ ------------ ---------- -------- -------- ------ ------ ------- Cable32 nodo1.1/1.2 USU 1 St Load 0.3 0.0 99.80 88.31 11.49 Cable33 nodo1.1/1.2 USU 2 St Load 0.1 0.0 99.80 91.72 8.08 Cable34 nodo1.1/1.2 USU 3 St Load 0.1 0.0 99.80 92.74 7.06 Cable39 nodo1.3 USU 8 St Load 0.6 0.0 99.59 96.77 2.83 Cable42 nodo1.4.1.1 USU 10 St Load 0.5 0.0 99.25 83.10 16.16 Cable43 nodo1.4.1.1 USU 11 St Load 0.2 0.0 99.25 89.81 9.44 Cable44 nodo1.4.1.1 USU 12 St Load 0.3 0.0 99.25 87.72 11.53 Cable41 nodo1.3 USU 13 St Load 0.5 0.0 99.59 82.40 17.19 Cable51 nodo1.5 USU 14 St Load 0.2 0.0 99.12 88.84 10.28 Cable52 nodo1.5 USU 15 St Load 0.9 0.0 99.12 78.19 20.92 Cable57 nodo1.6 USU 16 St Load 0.1 0.0 98.69 92.99 5.70 Cable58 nodo1.6 USU 18 St Load 0.3 0.0 98.69 87.15 11.54 Cable59 nodo1.6 USU 19 St Load 0.4 0.0 98.69 97.78 0.90 Cable70 nodo1.7.1 USU 20 St Load 0.4 0.0 98.40 84.04 14.37 Cable71 nodo1.7.1 USU 21 St Load 0.1 0.0 98.40 91.96 6.44 Cable83 nodo1.8.1 USU 22 St Load 0.1 0.0 98.11 90.08 8.02 Cable84 nodo1.8.1 USU 23 St Load 0.2 0.0 98.11 87.42 10.69 Cable85 nodo1.8.1 USU 24 St Load 0.2 0.0 98.11 87.28 10.83 Cable65 nodo1.7 USU 27 St Load 0.1 0.0 98.47 92.55 5.91 Cable67 nodo1.7 USU 29 St Load 0.2 0.0 98.47 88.09 10.38 Cable72 nodo1.8 USU 31 St Load 0.1 0.0 98.17 90.63 7.54 Cable90 nodo1.8.2 USU 35 St Load 0.3 0.0 98.10 85.31 12.80 Cable73 nodo1.8 USU 37 St Load 0.1 0.0 98.17 92.71 5.46 Cable78 nodo1.1.4 USU 46 St Load 0.3 0.0 98.03 86.37 11.67 Cable79 nodo1.1.2 USU 47 St Load 0.1 0.0 98.10 90.81 7.29 Cable81 nodo1.1.1 USU 49 St Load 0.7 0.0 98.11 96.07 2.05 Cable82 nodo1.1.1 USU 50 St Load 0.1 0.0 98.11 89.30 8.81 Cable77 nodo1.1.6 USU 54 St Load 0.1 0.0 98.12 90.71 7.41 Cable76 nodo1.9 USU 62 St Load 0.2 0.0 98.15 88.47 9.67 Cable60 nodo1.6 USU 65 St Load 0.5 0.0 98.69 82.60 16.08 Cable61 nodo1.6 USU 66 St Load 0.1 0.0 98.69 92.76 5.93
Cable62 nodo1.6 USU 67 St Load 0.1 0.0 98.69 91.19 7.49 Cable53 nodo1.5 USU 68 St Load 0.3 0.0 99.12 87.48 11.63 Cable54 nodo1.5 USU 69 St Load 0.2 0.0 99.12 89.17 9.95 Cable55 nodo1.5 USU 70 St Load 0.1 0.0 99.12 93.17 5.94 Cable56 nodo1.5 USU 71 St Load 0.3 0.0 99.12 86.39 12.73 Cable45 nodo1.4/1.4. USU 72 St Load 0.3 0.0 99.18 87.59 11.60 Cable49 nodo1.4.2.2 USU 73 St Load 0.3 0.0 99.14 87.63 11.51 Cable50 nodo1.4.2.2 USU 74 St Load 0.1 0.0 99.14 93.89 5.25 Cable47 nodo1.4/1.4. USU 75 St Load 0.7 0.0 99.18 97.41 1.78 Cable46 nodo1.4/1.4. USU 76 St Load 0.2 0.0 99.18 88.46 10.72 Cable48 nodo1.4/1.4. USU 77 St Load 0.3 0.0 99.18 86.25 12.93
ANEXO 5
DATOS DE ANÁLISIS FLUJO DE CARGA SISTEMA KILÓMETRO TÍPICO PROPUESTO DE DISTRIBUCIÓN
SYSTEM ANALYSIS
Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Contract: SN: KLGCONSULT Engineer: Study Case: LF File: KILOMEPROPU
Electrical Transient Analyzer Program -------------------------------------
LOAD FLOW ANALYSIS Swing Gen. Load Total ----- ----- ----- ----- Number of Buses: 1 0 28 29 XFRM2 React. Line/Cable Imp. Tie PD XFRM3 Total ----- ----- ---------- ----- ------- ----- ----- Number of Branches: 8 0 20 0 0 0 28 Maximum Number of Iterations: 99 Precision of the Solution: .00010 MW and Mvar Method of Solution: Newton-Raphson System Frequency: 60.0 Hz Unit System: English Data Filename: KILOMEPROPUGUERRERO Output Filename: D:\ETAP 400\PowerStation\KILOMEPROPUGUERRERO\Untitled.lfr
LINE / CABLE DATA Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Contract: SN: KLGCONSULT Engineer: Study Case: LF File: KILOMEPROPU CKT / Branch Ohms/1000 ft per Conductor (Cable) or per Phase (Line) Impedance ID Library Size #/ø T (°C) R X Y MVAb % R % X % Y ------------ -------- ---- ------ --- ------ -------- -------- -------- ------- ------- ----- Cable2 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000000 100.0 0.42 0.10 0.00 Cable6 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000000 100.0 0.31 0.08 0.00 Cable12 1MALN3 2/0 3 75 0.06400 0.01262 0.0000000 100.0 607.21 119.75 0.00 Cable15 0MCUN3 2/0 3 75 0.03110 0.01241 0.0000000 100.0 189.67 75.68 0.00 Cable17 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000000 100.0 680.18 165.49 0.00 Cable20 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000000 100.0 1322.57 321.79 0.00 Cable24 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000000 100.0 1511.51 367.76 0.00 Cable25 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000000 100.0 1511.51 367.76 0.00 Cable92 1MALN1 2/0 3 75 0.16000 0.05400 0.0000000 100.0 220.39 74.38 0.00 Cable93 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000000 100.0 755.76 183.88 0.00 Cable95 15MALS3 2/0 3 75 0.16892 0.04820 0.0000000 100.0 0.21 0.06 0.00 Cable96 15MALS3 2/0 3 75 0.16892 0.04820 0.0000000 100.0 0.42 0.12 0.00 Cable97 15MALS3 2/0 3 75 0.16892 0.04820 0.0000000 100.0 0.32 0.09 0.00 Cable98 15MALS3 2/0 3 75 0.16892 0.04820 0.0000000 100.0 0.32 0.09 0.00 Cable100 15MALS3 2/0 3 75 0.16892 0.04820 0.0000000 100.0 0.32 0.09 0.00 Cable101 15MALS3 2/0 3 75 0.16892 0.04820 0.0000000 100.0 0.26 0.08 0.00 Cable102 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000000 100.0 0.31 0.08 0.00 Cable103 0MALN3 2/0 1 75 0.16728 0.04070 0.0000000 100.0 5101.35 1241.18 0.00 Cable104 0MALN3 2/0 1 75 0.16728 0.04070 0.0000000 100.0 4534.53 1103.27 0.00 Cable105 0MALN3 2/0 1 75 0.16728 0.04070 0.0000000 100.0 4534.53 1103.27 0.00
XFMR / REACTOR DATA Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Engineer: Study Case: LF File: KILOMEPROPU CKT / Branch Transformer %Tap Setting Reactor Impedance(100MVA Base) ============ ======================================= ======================= =================== ID MVA kV kV % Z X/R From To X (ohm) X/R % Tol. % R % X ------------ ------- ------ ------ ------- ----- ------ ------ -------- ------- ------ ------ TRAFO 1 0.010 13.200 0.220 5.750 5.8 0.000 0.000 0.00 9786.0 56661.1 TRAFO 2 0.005 13.200 0.220 5.750 5.8 0.000 0.000 0.00 19572.1 113322.3 TRAFO 3 0.015 13.200 0.220 5.750 5.8 0.000 0.000 0.00 6524.0 37774.1 TRAFO 4 0.015 13.200 0.220 5.500 5.8 0.000 0.000 0.00 6240.4 36131.7 TRAFO 5 0.005 13.200 0.220 5.750 5.8 0.000 0.000 0.00 19572.1 113322.3 TRAFO 6 0.005 13.200 0.220 5.750 5.8 0.000 0.000 0.00 19572.1 113322.3 TRAFO 7 0.005 13.200 0.220 5.750 5.8 0.000 0.000 0.00 19572.1 113322.3 TRAFO 8 0.005 13.200 0.220 5.750 5.8 0.000 0.000 0.00 19572.1 113322.3 CKT / Branch Bus Numbers ("*" LTC side) Transformer Load Tap Changer Setting ============ ========================================================================================= ID Prim. Bus ID Sec. Bus ID % Min Tap % Max Tap % Step Reg. Bus ID %Voltage TRAFO 1 *nodoMT 1 nodo1.1/1.2 -10.00 10.00 0.625 nodo1.1/1.2 100.00 0.220 TRAFO 2 *nodoMT2 nodo1.4/1.4. -10.00 10.00 0.625 nodo1.4/1.4. 100.00 0.220 TRAFO 3 *nodoMT4 nodo1.4.1/1. -10.00 10.00 0.625 nodo1.4.1/1. 100.00 0.220 TRAFO 4 *nodoMT3 nodo1.6 -10.00 10.00 0.625 nodo1.1.6 100.00 0.220 TRAFO 5 *nodoMT5 nodo1.7 -10.00 10.00 0.625 nodo1.7 100.00 0.220 TRAFO 6 *nodoMT7 nodo1.8.1 -10.00 10.00 0.625 nodo1.8.1 100.00 0.220 TRAFO 7 *nodoMT6 nodo1.8 -10.00 10.00 0.625 nodo1.8 100.00 0.220 TRAFO 8 *nodoMT8 nodo1.1.1 -10.00 10.00 0.625 nodo1.1.1 100.00 0.220
BRANCH CONNECTIONS Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 CKT / Branch Connected Bus ID %Impedance (100 MVA Base) ======================== ========================== ========================== ID Type From To R X Z ------------ ---------- ------------ ------------ ------- ------- -------- Cable2 Line/Cable nodoMT 1 nodoMT2 0.4 0.1 0.4 Cable6 Line/Cable nodoMT2 nodoMT3 0.3 0.1 0.3 Cable12 Line/Cable nodo1.7 nodo1.7.1 607.2 119.8 618.9 Cable15 Line/Cable nodo1.8.1 nodo1.8.2 189.7 75.7 204.2 Cable17 Line/Cable nodo1.9 nodo1.1.0.2 680.2 165.5 700.0 Cable20 Line/Cable nodo1.1.0.2 nodo1.1.6 1322.6 321.8 1361.2 Cable24 Line/Cable nodo1.1.2 nodo1.1.3 1511.5 367.8 1555.6 Cable25 Line/Cable nodo1.1.3 nodo1.1.4 1511.5 367.8 1555.6 Cable92 Line/Cable nodo1.1/1.2 nodo1.3 220.4 74.4 232.6 Cable93 Line/Cable nodo1.4.1/1. nodo1.5 755.8 183.9 777.8 Cable95 Line/Cable nodoMT2 nodoMT4 0.2 0.1 0.2 Cable96 Line/Cable nodoMT3 nodoMT5 0.4 0.1 0.4 Cable97 Line/Cable nodoMT5 nodoMT6 0.3 0.1 0.3 Cable98 Line/Cable nodoMT6 nodoMT7 0.3 0.1 0.3 Cable100 Line/Cable nodoMT6 nodo1.1.5 0.3 0.1 0.3 Cable101 Line/Cable nodo1.1.5 nodo1.1.0 0.3 0.1 0.3 Cable102 Line/Cable nodo1.1.0 nodoMT8 0.3 0.1 0.3 Cable103 Line/Cable nodo1.1.1 nodo1.1.2 5101.3 1241.2 5250.2 Cable104 Line/Cable nodo1.8 nodo1.9 4534.5 1103.3 4666.8 Cable105 Line/Cable nodo1.4.2.2 nodo1.6 4534.5 1103.3 4666.8 TRAFO 1 2W XFMR nodoMT 1 nodo1.1/1.2 9786.0 56661.1 57500.0 TRAFO 2 2W XFMR nodoMT2 nodo1.4/1.4. 19572.1 ******* ******* TRAFO 3 2W XFMR nodoMT4 nodo1.4.1/1. 6524.0 37774.1 38333.3 TRAFO 4 2W XFMR nodoMT3 nodo1.6 6240.4 36131.7 36666.7 TRAFO 5 2W XFMR nodoMT5 nodo1.7 19572.1 ******* ******* TRAFO 6 2W XFMR nodoMT7 nodo1.8.1 19572.1 ******* ******* TRAFO 7 2W XFMR nodoMT6 nodo1.8 19572.1 ******* ******* TRAFO 8 2W XFMR nodoMT8 nodo1.1.1 19572.1 ******* *******
EQUIPMENT CABLE DATA Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Contract: SN: KLGCONSULT Engineer: Study Case: LF File: KILOMEPROPUGUERRER Cable Connection Ohms/1000 ft per Conductor ============ ========================================================================================= ID Bus ID Load ID Load Type Library Size #/ø T (°C) R X Y --------- ------------ --------- ---------- -------- ---- ------ --- ------ -------- -------- Cable32 nodo1.1/1.2 USU 1 St Load 1MCUN3 8 3 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable33 nodo1.1/1.2 USU 2 St Load 1MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable34 nodo1.1/1.2 USU 3 St Load 1MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable39 nodo1.3 USU 8 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable42 nodo1.4.1/1. USU 10 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.06924 0.00 Cable43 nodo1.4.1/1. USU 11 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable44 nodo1.4.1/1. USU 12 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable41 nodo1.3 USU 13 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable51 nodo1.5 USU 14 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable52 nodo1.5 USU 15 St Load 0MCUN3 8 3 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable57 nodo1.6 USU 16 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable58 nodo1.6 USU 18 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable59 nodo1.6 USU 19 St Load 0MCUN3 8 3 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable70 nodo1.7.1 USU 20 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable71 nodo1.7.1 USU 21 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable83 nodo1.8.1 USU 22 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable84 nodo1.8.1 USU 23 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable85 nodo1.8.1 USU 24 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable65 nodo1.7 USU 27 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable67 nodo1.7 USU 29 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable72 nodo1.8 USU 31 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable90 nodo1.8.2 USU 35 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable73 nodo1.8 USU 37 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00
Cable78 nodo1.1.4 USU 46 St Load 0MALN3 8 1 75 1.33004 0.05770 0.00 Cable79 nodo1.1.2 USU 47 St Load OMCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable81 nodo1.1.1 USU 49 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable82 nodo1.1.1 USU 50 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable77 nodo1.1.6 USU 54 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable76 nodo1.9 USU 62 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable60 nodo1.6 USU 65 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable61 nodo1.6 USU 66 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable62 nodo1.6 USU 67 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable53 nodo1.5 USU 68 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable54 nodo1.5 USU 69 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable55 nodo1.5 USU 70 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable56 nodo1.5 USU 71 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable45 nodo1.4/1.4. USU 72 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable49 nodo1.4.2.2 USU 73 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable50 nodo1.4.2.2 USU 74 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable47 nodo1.4/1.4. USU 75 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable46 nodo1.4/1.4. USU 76 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable48 nodo1.4/1.4. USU 77 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 LOAD FLOW REPORT Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Contract: SN: KLGCONSULT Engineer: Study Case: LF File: KILOMEPROPU Bus Information & Nom kV Voltage Generation Motor Load Static Load Load Flow ======================== =========== ============ ============ ============ ===================== ID Type kV % Mag. Ang. MW Mvar MW Mvar MW Mvar To Bus ID MW Mvar ------------ ---- ----- ------ ---- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ------------ ------- nodo1.1.0Load 13.20 100.00 0.0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.5 -0.01 0.00 nodoMT8 0.01 0.00 nodo1.1.0.2Load 0.22 99.66 -3.9 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.9 0.00 0.00 nodo1.1.6 0.00 0.00 nodo1.1.1Load 0.22 99.84 -3.9 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.2 0.00 0.00 nodoMT8 -0.01 0.00 nodo1.1.2Load 0.22 99.64 -3.9 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.3 0.00 0.00 nodo1.1.1 0.00 0.00
nodo1.1.3Load 0.22 99.60 -3.9 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.2 0.00 0.00 nodo1.1.4 0.00 0.00 nodo1.1.4Load 0.22 99.57 -3.9 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.3 0.00 0.00 nodo1.1.5Load 13.20 100.00 0.0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodoMT6 -0.01 0.00 nodo1.1.0 0.01 0.00 nodo1.1.6Load 0.22 99.64 -4.0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.0.2 0.00 0.00 nodo1.1/1.2Load 0.22 100.18 -3.1 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 nodo1.3 0.00 0.00 nodoMT 1 -0.01 0.00 nodo1.3 Load 0.22 100.17 -3.1 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1/1.2 0.00 0.00 nodo1.4.1/1Load 0.22 100.05 -4.9 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 nodo1.5 0.02 0.00 nodoMT4 -0.02 0.00 nodo1.4.2.2Load 0.22 89.92 -2.7 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.6 0.00 0.00 nodo1.4/1.4Load 0.22 100.04 -4.9 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 nodoMT2 -0.01 0.00 nodo1.5 Load 0.22 99.94 -4.9 0.00 0.00 0.00 0.00 0.02 0.00 nodo1.4.1/1. -0.02 0.00 nodo1.6 Load 0.22 90.06 -2.7 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 nodo1.4.2.2 0.00 0.00 nodoMT3 -0.01 0.00 nodo1.7 Load 0.22 99.71 -4.2 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.7.1 0.00 0.00 nodoMT5 -0.01 0.00 nodo1.7.1Load 0.22 99.68 -4.2 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.7 0.00 0.00 nodo1.8 Load 0.22 99.83 -3.9 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.9 0.00 0.00 nodoMT6 -0.01 0.00 nodo1.8.1Load 0.22 99.71 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 nodo1.8.2 0.00 0.00 nodoMT7 -0.01 0.00 nodo1.8.2Load 0.22 99.70 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.8.1 0.00 0.00 nodo1.9 Load 0.22 99.67 -3.9 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.0.2 0.00 0.00 nodo1.8 0.00 0.00 nodoMT 1 Swng 13.20 100.00 0.0 0.08 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 nodoMT2 0.07 0.01 nodo1.1/1.2 0.01 0.00 nodoMT2 Load 13.20 100.00 0.0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodoMT 1 -0.07 -0.01 nodoMT3 0.04 0.00 nodoMT4 0.02 0.00 nodo1.4/1.4. 0.01 0.00 nodoMT3 Load 13.20 100.00 0.0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodoMT2 -0.04 0.00 nodoMT5 0.03 0.00 nodo1.6 0.01 0.00 nodoMT4 Load 13.20 100.00 0.0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodoMT2 -0.02 0.00 nodo1.4.1/1. 0.02 0.00 nodoMT5 Load 13.20 100.00 0.0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodoMT3 -0.03 0.00 nodoMT6 0.02 0.00 nodo1.7 0.01 0.00
nodoMT6 Load 13.20 100.00 0.0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodoMT5 -0.02 0.00 nodoMT7 0.01 0.00 nodo1.1.5 0.01 0.00 nodo1.8 0.01 0.00 nodoMT7 Load 13.20 100.00 0.0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodoMT6 -0.01 0.00 nodo1.8.1 0.01 0.00 nodoMT8 Load 13.20 100.00 0.0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.0 -0.01 0.00 nodo1.1.1 0.01 0.00 LOAD FLOW SUMMARY Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Contract: SN: KLGCONSULT Engineer: Study Case: LF File: KILOMEPROPU Branch Losses Summary Report ---------------------------- CKT / Branch Connected Bus Info. From-To Bus Flow To-From Bus Flow Losses % Bus Voltage ============ ========================= ================== ================== ================= ============= ID From Bus ID To Bus ID MW Mvar MW Mvar kW kvar From To ----- ------------ ------------ -------- -------- -------- -------- -------- -------- ------ ------ ----- CTO TIPICO cto mt-------------------- -------- -------- -------- -------- 0.2 --- ------ ---- Cable101 nodo1.1.0 nodo1.1.5 -0.006 0.000 0.006 0.000 0.0 0.0 100.00 100.00 Cable102 nodo1.1.0 nodoMT8 0.006 0.000 -0.006 0.000 0.0 0.0 100.00 100.00 Cable17 nodo1.1.0.2 nodo1.9 -0.001 0.000 0.001 0.000 0.0 0.0 99.66 99.67 Cable20 nodo1.1.0.2 nodo1.1.6 0.001 0.000 -0.001 0.000 0.0 0.0 99.66 99.64 Cable103 nodo1.1.1 nodo1.1.2 0.004 0.000 -0.004 0.000 0.0 0.0 99.84 99.64 TRAFO 8 nodo1.1.1 nodoMT8 -0.006 0.000 0.006 0.000 0.0 0.4 99.84 100.00 Cable24 nodo1.1.2 nodo1.1.3 0.002 0.000 -0.002 0.000 0.0 0.0 99.64 99.60 Cable25 nodo1.1.3 nodo1.1.4 0.002 0.000 -0.002 0.000 0.0 0.0 99.60 99.57 Cable100 nodo1.1.5 nodoMT6 -0.006 0.000 0.006 0.000 0.0 0.0 100.00 100.00 Cable92 nodo1.1/1.2 nodo1.3 0.004 0.000 -0.004 0.000 0.0 0.0 100.18 100.17 TRAFO 1 nodo1.1/1.2 nodoMT 1 -0.010 0.000 0.010 0.001 0.0 0.5 100.18 100.00 Cable93 nodo1.4.1/1. nodo1.5 0.015 0.000 -0.015 0.000 0.0 0.0 100.05 99.94 TRAFO 3 nodo1.4.1/1. nodoMT4 -0.023 0.000 0.023 0.002 0.0 2.0 100.05 100.00 Cable105 nodo1.4.2.2 nodo1.6 -0.003 0.000 0.003 0.000 0.3 0.0 89.92 90.06 TRAFO 2 nodo1.4/1.4. nodoMT2 -0.008 0.000 0.008 0.001 0.0 0.7 100.04 100.00 TRAFO 4 nodo1.6 nodoMT3 -0.011 0.000 0.011 0.001 0.3 0.5 90.06 100.00 Cable12 nodo1.7 nodo1.7.1 0.004 0.000 -0.004 0.000 0.0 0.0 99.71 99.68 TRAFO 5 nodo1.7 nodoMT5 -0.007 0.000 0.007 0.000 0.0 0.5 99.71 100.00
Cable104 nodo1.8 nodo1.9 0.003 0.000 -0.003 0.000 0.0 0.0 99.83 99.67 TRAFO 7 nodo1.8 nodoMT6 -0.006 0.000 0.006 0.000 0.0 0.4 99.83 100.00 Cable15 nodo1.8.1 nodo1.8.2 0.003 0.000 -0.003 0.000 0.0 0.0 99.71 99.70 TRAFO 6 nodo1.8.1 nodoMT7 -0.009 0.000 0.009 0.001 0.0 0.9 99.71 100.00 Cable2 nodoMT 1 nodoMT2 0.070 0.005 -0.070 -0.005 0.0 0.0 100.00 100.00 Cable6 nodoMT2 nodoMT3 0.039 0.003 -0.039 -0.003 0.0 0.0 100.00 100.00 Cable95 nodoMT2 nodoMT4 0.023 0.002 -0.023 -0.002 0.0 0.0 100.00 100.00 Cable96 nodoMT3 nodoMT5 0.028 0.002 -0.028 -0.002 0.0 0.0 100.00 100.00 Cable97 nodoMT5 nodoMT6 0.021 0.002 -0.021 -0.002 0.0 0.0 100.00 100.00 Cable98 nodoMT6 nodoMT7 0.009 0.001 -0.009 -0.001 0.0 0.0 100.00 100.00 -------- -------- 0.6 5.9 LOAD FLOW SUMMARY Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Contract: SN: KLGCONSULT Engineer: Study Case: LF File: KILOMEPROPU Equipment Cable Losses Summary Report ------------------------------------- Cable Connection Losses % Voltage Vd ============ ==================================== ================= ============= % drop ID Bus ID Load ID Load Type kW kvar Bus Load in Vmag ------------ ------------ ------------ ---------- -------- -------- ------ ------ ------- Cable32 nodo1.1/1.2 USU 1 St Load 0.1 0.0 100.18 95.05 5.13 Cable33 nodo1.1/1.2 USU 2 St Load 0.1 0.0 100.18 96.56 3.62 Cable34 nodo1.1/1.2 USU 3 St Load 0.3 0.0 100.18 97.04 3.14 Cable39 nodo1.3 USU 8 St Load 0.2 0.0 100.17 98.94 1.23 Cable42 nodo1.4.1/1. USU 10 St Load 0.2 0.0 100.05 92.41 7.64 Cable43 nodo1.4.1/1. USU 11 St Load 0.1 0.0 100.05 95.71 4.34 Cable44 nodo1.4.1/1. USU 12 St Load 0.1 0.0 100.05 94.80 5.25 Cable41 nodo1.3 USU 13 St Load 0.3 0.0 100.17 91.70 8.48 Cable51 nodo1.5 USU 14 St Load 0.1 0.0 99.94 95.25 4.69 Cable52 nodo1.5 USU 15 St Load 0.4 0.0 99.94 89.91 10.03 Cable57 nodo1.6 USU 16 St Load 0.5 0.0 90.06 87.76 2.30 Cable58 nodo1.6 USU 18 St Load 0.1 0.0 90.06 85.26 4.80
Cable59 nodo1.6 USU 19 St Load 0.3 0.0 90.06 89.72 0.34 Cable70 nodo1.7.1 USU 20 St Load 0.2 0.0 99.68 92.78 6.90 Cable71 nodo1.7.1 USU 21 St Load 0.1 0.0 99.68 96.76 2.92 Cable83 nodo1.8.1 USU 22 St Load 0.1 0.0 99.71 96.06 3.65 Cable84 nodo1.8.1 USU 23 St Load 0.1 0.0 99.71 94.78 4.93 Cable85 nodo1.8.1 USU 24 St Load 0.1 0.0 99.71 94.61 5.10 Cable65 nodo1.7 USU 27 St Load 0.2 0.0 99.71 97.06 2.65 Cable67 nodo1.7 USU 29 St Load 0.4 0.0 99.71 97.26 2.45 Cable72 nodo1.8 USU 31 St Load 0.1 0.0 99.83 96.42 3.41 Cable90 nodo1.8.2 USU 35 St Load 0.2 0.0 99.70 93.69 6.01 Cable73 nodo1.8 USU 37 St Load 0.2 0.0 99.83 97.39 2.44 Cable78 nodo1.1.4 USU 46 St Load 0.1 0.0 99.57 94.02 5.55 Cable79 nodo1.1.2 USU 47 St Load 0.3 0.0 99.64 96.37 3.26 Cable81 nodo1.1.1 USU 49 St Load 0.2 0.0 99.84 98.92 0.92 Cable82 nodo1.1.1 USU 50 St Load 0.1 0.0 99.84 95.79 4.04 Cable77 nodo1.1.6 USU 54 St Load 0.1 0.0 99.64 96.28 3.36 Cable76 nodo1.9 USU 62 St Load 0.1 0.0 99.67 95.18 4.49 Cable60 nodo1.6 USU 65 St Load 0.2 0.0 90.06 83.17 6.89 Cable61 nodo1.6 USU 66 St Load 0.1 0.0 90.06 87.62 2.43 Cable62 nodo1.6 USU 67 St Load 0.5 0.0 90.06 86.95 3.11 Cable53 nodo1.5 USU 68 St Load 0.1 0.0 99.94 94.56 5.38 Cable54 nodo1.5 USU 69 St Load 0.1 0.0 99.94 95.41 4.53 Cable55 nodo1.5 USU 70 St Load 0.3 0.0 99.94 97.34 2.59 Cable56 nodo1.5 USU 71 St Load 0.2 0.0 99.94 94.01 5.93 Cable45 nodo1.4/1.4. USU 72 St Load 0.1 0.0 100.04 94.70 5.33 Cable49 nodo1.4.2.2 USU 73 St Load 0.1 0.0 89.92 85.21 4.70 Cable50 nodo1.4.2.2 USU 74 St Load 0.3 0.0 89.92 87.83 2.08 Cable47 nodo1.4/1.4. USU 75 St Load 0.2 0.0 100.04 99.28 0.75 Cable46 nodo1.4/1.4. USU 76 St Load 0.1 0.0 100.04 95.12 4.92 Cable48 nodo1.4/1.4. USU 77 St Load 0.2 0.0 100.04 94.03 6.01
ANEXO 6
DATOS GENERALES DE ANALISIS ECONOMICO
FLUJO DE LA SITUACION ACTUAL
AÑO E CONSUM Kwh-año
E PERD Kwh-año
$ E CONS $/Kwh-año
$ E PERD $/Kwh-año
1 61.571 6.688 14.395.370 1.563.556 2 63.418 6.888 14.827.231 1.610.463 3 65.320 7.095 15.272.048 1.658.777 4 67.280 7.308 15.730.210 1.708.540 5 69.298 7.527 16.202.116 1.759.796 6 71.377 7.753 16.688.179 1.812.590 7 73.519 7.985 17.188.825 1.866.968 8 75.724 8.225 17.704.489 1.922.977 9 77.996 8.472 18.235.624 1.980.666 10 80.336 8.726 18.782.693 2.040.086 11 82.746 8.987 19.346.174 2.101.289 12 85.228 9.257 19.926.559 2.164.327 13 87.785 9.535 20.524.356 2.229.257 14 90.419 9.821 21.140.086 2.296.135 15 93.131 10.115 21.774.289 2.365.019 16 95.925 10.419 22.427.517 2.435.969 17 98.803 10.732 23.100.343 2.509.049 18 101.767 11.053 23.793.353 2.584.320 19 104.820 11.385 24.507.154 2.661.850 20 107.965 11.727 25.242.368 2.741.705 21 111.204 12.078 25.999.640 2.823.956 22 114.540 12.441 26.779.629 2.908.675 23 117.976 12.814 27.583.018 2.995.935 24 121.515 13.198 28.410.508 3.085.813 25 125.161 13.594 29.262.823 3.178.388
TOTAL 2.244.826 243.822 524.844.601 57.006.106 Inversión Circuito 27.231.593
FLUJO DE LA SITUACION PROPUESTA
AÑO E CONSUM Kwh-año
E PERD Kwh-año
$ E CONS $/Kwh-año
$ E PERD $/Kwh-año
1 61.571 3.453 14.395.370 807.202 2 63.418 3.556 14.827.231 831.418 3 65.320 3.663 15.272.048 856.361 4 67.280 3.773 15.730.210 882.052 5 69.298 3.886 16.202.116 908.513 6 71.377 4.002 16.688.179 935.769 7 73.519 4.122 17.188.825 963.842 8 75.724 4.246 17.704.489 992.757 9 77.996 4.374 18.235.624 1.022.540 10 80.336 4.505 18.782.693 1.053.216 11 82.746 4.640 19.346.174 1.084.812 12 85.228 4.779 19.926.559 1.117.357 13 87.785 4.922 20.524.356 1.150.877 14 90.419 5.070 21.140.086 1.185.404 15 93.131 5.222 21.774.289 1.220.966 16 95.925 5.379 22.427.517 1.257.595 17 98.803 5.540 23.100.343 1.295.323 18 101.767 5.706 23.793.353 1.334.182 19 104.820 5.878 24.507.154 1.374.208 20 107.965 6.054 25.242.368 1.415.434 21 111.204 6.236 25.999.640 1.457.897 22 114.540 6.423 26.779.629 1.501.634 23 117.976 6.615 27.583.018 1.546.683 24 121.515 6.814 28.410.508 1.593.083 25 125.161 7.018 29.262.823 1.640.876
TOTAL 2.244.826 125.876 524.844.601 29.429.997 Inversión Circuito 44.137.038
FLUJO DIFERENCIAL
Inversión 27.231.593 44.137.038
AÑO $ E CONS $/Kwh-año
$ E PERD $/Kwh-año
$ E CONS $/Kwh-año
$ E PERD $/Kwh-año
1 14.395.370 1.563.556 14.395.370 807.202 2 14.827.231 1.610.463 14.827.231 831.418 3 15.272.048 1.658.777 15.272.048 856.361 4 15.730.210 1.708.540 15.730.210 882.052 5 16.202.116 1.759.796 16.202.116 908.513 6 16.688.179 1.812.590 16.688.179 935.769 7 17.188.825 1.866.968 17.188.825 963.842 8 17.704.489 1.922.977 17.704.489 992.757 9 18.235.624 1.980.666 18.235.624 1.022.540 10 18.782.693 2.040.086 18.782.693 1.053.216 11 19.346.174 2.101.289 19.346.174 1.084.812 12 19.926.559 2.164.327 19.926.559 1.117.357 13 20.524.356 2.229.257 20.524.356 1.150.877 14 21.140.086 2.296.135 21.140.086 1.185.404 15 21.774.289 2.365.019 21.774.289 1.220.966 16 22.427.517 2.435.969 22.427.517 1.257.595 17 23.100.343 2.509.049 23.100.343 1.295.323 18 23.793.353 2.584.320 23.793.353 1.334.182 19 24.507.154 2.661.850 24.507.154 1.374.208 20 25.242.368 2.741.705 25.242.368 1.415.434 21 25.999.640 2.823.956 25.999.640 1.457.897 22 26.779.629 2.908.675 26.779.629 1.501.634 23 27.583.018 2.995.935 27.583.018 1.546.683 24 28.410.508 3.085.813 28.410.508 1.593.083 25 29.262.823 3.178.388 29.262.823 1.640.876
TOTAL 524.844.601 57.006.106 524.844.601 29.429.997
Situación Sin Parámetro
TABLA DE EXCEL 2
TABLA DE EXCEL 3
Situación Con Parámetro
TABLA DE EXCEL 4
EVALUACION