Proyecto N°1 - Curva de carga

8/17/2019 Proyecto N°1 - Curva de carga

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Universidad Nacional de Misiones

Facultad de Ingeniería de Oberá

Equipamiento de Centrales y

Redes Eléctricas

Proyecto N°1: Curvas de carga

Profesores: Ing. José Horacio REVERSAT

Ing. José Gustavo MARTINEZ

Ing. Nelson Elmer WAGNER

Ing. Hector Fabian BERENT

Ing. Roberto José CABRAL

Ing. Claudio German TARNOWSKI

Alumno: Yasnikowski Mathías E.

Año 2016

Contenido

Memoria Descriptiva ................................................................................ 3


2/19

Objetivos .................................................................................................. 3

Específicos ........................................................................................... 3

Metodología ............................................................................................. 4

Desarrollo ................................................................................................ 4

Curvas de carga ................................................................................... 4

Curvas de máximos y mínimos. ........................................................... 7

Curva monótona ................................................................................. 14

Conclusión ............................................................................................. 19


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Memoria Descriptiva

Actualmente es indispensable determinar el comportamiento de cargas eléctricas necesarias

para satisfacer las necesidades del ser humano el cual es dependiente de la energía eléctrica

para llevar a cabo demás tareas de la vida.

Es imprescindible generar proyecciones acerca de los requisitos de la sociedad, entrando en

ellas el crecimiento eléctrico. Las prestatarias deben ubicarse a la altura de las futuras

necesidades para poder encarar las distintas problemáticas de antemano.

El análisis de cargas de diferentes índoles corresponde un área fundamental del desarrollo de

la ingeniería electromecánica y los profesionales especializados en el tema. Debido a esto se

ha desarrollado el siguiente proyecto.

Se ha encarado el análisis sobre datos obtenidos de la distribución de energía sobre la ciudad

de Oberá, Misiones. Los mismos fueron facilitados por la prestataria encargada de esta tarea,

la Cooperativa Eléctrica Limitada de Oberá (C.E.L.O.).

Objetivos

El objetivo del proyecto consiste en el análisis de cargas de una población, como así también

en la proyección de futuras cargas a cubrir.

Específicos

Realizar las curvas de carga de las diferentes líneas de la ciudad

para un día semanal y un domingo a elección.

Trazar el diagrama de picos de máximos y mínimos del mes.

Trazar un diagrama de previsiones (monótona) mensual con un

crecimiento de 5% acumulativo. Determinar los grupos de base, semibase y punta a cubrir las

potencias previstas.

Calcular los diversos factores necesarios para el análisis del estado

del sistema general.


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Metodología

La metodología empleada consistió en el análisis de los datos aportados por la C.E.L.O. acerca

de los diferentes ramales de distribución.

En primera medida los datos proporcionados corresponden al hilo “S” de la terna “RST”, por lo

tanto se consideró que la terna poseía carga equilibrada tomando los datos de referencia.

Teniendo la corriente, tensión y el coseno fi se calcularon las potencias activas, reactivas y

aparentes.

Luego se determinaron las curvas de cargas correspondientes a cada línea, la curva de

máximos y mínimos y la curva monótona.

Finalmente se proyectaron las cargas para un período de 5 años consecutivos, se determinaron

los grupos generadores a cubrir estas demandas y se calcularon los factores pertinentes para el

análisis del sistema.

Desarrollo

Curvas de carga

Los datos aportados por la prestataria corresponden al mes de enero del año 2008 de la ciudad

de Oberá.

Para el análisis de las diferentes líneas se tomaron dos días, el miércoles 16 y domingo 20. Las

curvas se confeccionaron con respecto a la potencia activa que toma cada línea. Los resultados

obtenidos se pueden observar en las Figura 1, Figura 2, Figura 3, Figura 4 y Figura 5


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Figura 1. Curva de carga en línea Los Helechos de 13,2kV.

Figura 2.Curva de carga en línea Tucumán de 13,2kV.

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500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

P o t e n c i a A c t i v a [ k W ]

Hora del Día

Curva de Carga en Línea Los Helechos de 13,2kV

MIERCOLES 16/01/08 DOMINGO 20/01/08

0

1000

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3000

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5000

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7000

8000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24


Hora del Día

Curva de Carga en Línea Tucumán de 13,2kV



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Figura 3. Curva de carga en la línea Italia de 13,2kV.

Figura 4. Curva de carga en línea San Martín de 13,2kV.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24


Hora del Día

Curva de Carga en Línea Italia de 13,2kV


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24


Hora del Día

Curva de Carga en Línea San Martín de 13,2kV



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Figura 5. Curva de carga en línea Pergamino de 13,2kV.

Se destaca en las curvas que las cargas disminuyen los días de descanso, siendo más elevadas

para los días laborables. Esto se debe generalmente al cese de actividades industriales y

comerciales.

Además se pueden distinguir dos tendencias en las diferentes líneas. La primera corresponde a

elevadas cargas en horarios de trabajo en la mañana y en la tarde, con una fuerte caída entre

ambos. Este tipo se adecúa a líneas rurales y pueden observarse en las líneas de Los Helechos,

San Martín y Pergamino (Figura 1, Figura 4 y Figura 5).

La segunda corresponde a cargas de tipo comercial y residencial, destacándose las tres

componentes características de estas curvas: pico, valle y resto. Las mismas concuerdan con

las líneas de Tucumán e Italia (Figura 2 y Figura 3)

Curvas de máximos y mínimos.

Las curvas de máximos y mínimos correspondientes a cada línea y a la total mensual pueden

observarse en la Figura 6, Figura 7, Figura 8, Figura 9, Figura 10 y Figura 11.

0

500

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3500

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5000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

P o t e n c i a A c t i v a [ k W

]

Hora del Día

Curva de Carga en Línea Pergamino de 13,2kV



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Figura 6. Curva mensual los helechos

0

1

1

2

2

3

3

4

4

5

5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

P o t e n c i a a c t i v a [ K W ]

M i l l a

r e s

Día

Los Helechos

Pmax Pmin Pmed


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Figura 7. Curva de carga mensual Tucumán.

0

1

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6

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1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31


M i l l a

r e s

Día

Tucuman

Pmax Pmin Pmed


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Figura 8. Curva mensual Italia.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31


M i l l a

r e s

Día

Italia

Pmax Pmin Pmed


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Figura 9. Curva mensual San Martin.

0

1

2

3

4

5

6

7

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31


M i l l a

r e s

Día

San Martín

Pmax Pmin Pmed


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Figura 10. Curva mensual Pergamino.

0

1

1

2

2

3

3

4

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5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31


M i l l a

r e s

Día

Pergamino

Pmax Pmin Pmed


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Figura 11. Curva mensual total.

0

5

10

15

20

25

30

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31


M i l l a

r e s

Día

Curva de máximos y mínimos

Pmax Pmin Pmed


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Curva monótona

Con los valores analizados y ordenando los valores se trazaron las curvas de previsiones

monótonas con un crecimiento acumulativo del 5% para cada año. Los resultados pueden

observarse en la Figura 12.

Figura 12. Curva de previsiones monótona.

La selección de los equipos generadores se planteó en varias etapas para poder cubrir las

necesidades de la demanda y sus proyecciones anuales. En las Figura 13, Figura 14, Figura 15,

Figura 16, Figura 17 y Figura 18 pueden observarse las distribuciones de las maquinas

generadoras seleccionadas.

0

5

10

15

20

25

30

35

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750

P o t e n c i a a c t i v a [ k W ]

M i l l a r e s

Horas

Curva monótona

2016 2017 2018 2019 2020 2021


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Figura 13. Selección de máquinas generadoras para la carga actual.

Figura 14. Selección de máquinas generadoras para el primer año.


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Figura 15. Selección de máquinas generadoras para el segundo año.

Figura 16. Selección de máquinas generadoras para el tercer año.


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Figura 17. Selección de máquinas para el cuarto año.

Figura 18. Selección de máquinas generadoras para el quinto año.

Utilizando los datos tenidos y en base a las proyecciones realizadas se calcularon los factores

de cargas, factores de demanda, factores de instalación, utilización mensual, factores de

utilización y factores de reserva para cada año. Los resultados pueden observarse en la ¡Error!

No se encuentra el origen de la referencia..


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Tabla 1. Factores obtenidos para las proyecciones mensuales.

2016 2017 2018 2019 2020 2021

Pmed [kW] 17643.1 18525.2 19451.5 20424 21445.2 22517.5

Dmax [kVA] 26818.2 28159.1 29567.1 31045.4 32597.7 34227.6

Fcarga 0.658 0.658 0.658 0.658 0.658 0.658

Fdem 0.298 0.313 0.329 0.345 0.362 0.380

Finst 0.489 0.567 0.567 0.567 0.622 0.622

Umen [hs] 298.3 270.3 283.8 298.0 284.9 299.2

Futil 0.401 0.363 0.381 0.400 0.383 0.402

Fres 1.641 1.811 1.725 1.643 1.718 1.636

Puede destacarse de la Tabla 1 valores del factor de carga elevados con respecto a los

esperados (entre 0,3 y 0,4 para grandes ciudades), esto puede deberse a que el análisis se basa

únicamente en un mes específico del año y no todos los valores anuales. Se debería ampliar el

tamaño de la muestra para comprobar este factor.

La selección de las máquinas generadoras se realizó teniendo en cuenta la curva monótona de

potencias, seleccionándose máquinas de base, semi base y puntas. Si bien la selección se basa

en la potencia activa, debemos tener en cuenta también la potencia aparente que exige la

carga. La selección puede observarse en la Tabla 2 detallándose todas aquellas máquinas que

entran en funcionamiento para cubrir la demanda y aquellas que se encuentran de reserva en

caso de que los picos máximos sobrepasen las proyecciones realizadas o alguna de las otras

máquinas entre en mantenimiento.

Para el año 2016 se consideró que se poseía dos máquinas de base de 10MVA, dos de semi

base de 7MVA y dos de punta de 5MVA; estando en reserva una de base y una de semi base.

En el año 2017 se agregó una máquina de sema base más de 7MVA para poder suplir la

demanda y mantener las reservas anteriores. Esta configuración se mantiene hasta el 2019,

verificándose los factores característicos de una correcta generación.

Finalmente para el año 2020 y 2021 se agrega una semi base más de 5MVA, destinada a las

reservas en caso de mantenimiento de alguna de las demás generadoras.

Al final de la Tabla 2 puede observarse la potencia de la central año a año para las

proyecciones realizadas, considerándose como la suma de todas las máquinas generadoras.


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Tabla 2. Máquinas seleccionadas para cubrir la demanda año a año.

CentralP [KVA]

2016 2017 2018 2019 2020 2021

Base 10000 10000 10000 10000 10000 10000

Base 10000 (R)1 10000 (R) 10000 (R) 10000 (R) 10000 (R) 10000 (R)

Semi B 7000 7000 7000 7000 7000 7000

Semi B 7000 (R) 7000 7000 7000 7000 7000

Semi B 7000 (R) 7000 (R) 7000 (R) 7000 (R) 7000 (R)

Semi B 5000 (R) 5000 (R)

Punta 1 5000 5000 (R) 5000 (R) 5000 (R) 5000 (R) 5000

Punta 2 5000 5000 5000 5000 5000 5000

P central 44000 51000 51000 51000 56000 56000

Conclusión

Se pudo, en base al comportamiento de las diferentes curvas de carga, clasificar los tipos de

líneas ya sean rurales o comerciales. Además se observaron las disminuciones de la carga en

los días descanso.

Se proyectaron las curvas monótonas de previsión y se seleccionaron los equipos generadores

para cubrir las respectivas demandas, pudiendo verificarse valores acordes a los esperados

para los diferentes factores característicos del sistema, con excepción de los factores de carga

que arrojaron valores elevados.

1 Máquinas de generación de reserva.

Documents

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