METODOLOGIA DE CALCULO DE PERDIDAS TECNICAS EN REDES DE DISTRIBUCION

Presentación del tema: "METODOLOGIA DE CALCULO DE PERDIDAS TECNICAS EN REDES DE DISTRIBUCION"— Transcripción de la presentación:

1 METODOLOGIA DE CALCULO DE PERDIDAS TECNICAS EN REDES DE DISTRIBUCION

2 NIVEL DE PERDIDAS TECNICAS. CONCEPTOS QUE LAS AFECTAN
Arquitectura de la Red de BT y MT Cantidad de circuitos de BT y MT Radios de distribución de BT y MT (extensión de circuito) Sección de conductores empleados Modulo de transformación MT/BT empleados y nivel de carga Perfiles de demanda de cada etapa de distribución

3 METODOLOGIAS DE CALCULO POSIBLES
Por expresiones matemáticas generales que reflejen la red y su carga mediante circuitos típicos y factores de corrección. Por aplicaciones de cálculo sobre la documentación de red real informatizada. La aproximación de los cálculos de pérdidas depende: Del grado de fidelidad que guarde el modelo de red utilizado respecto de la red real De la calidad de datos disponibles sobre el estado de carga y factor de potencia de los distintos elementos de la red

4 CALCULO POR EXPRESIONES MATEMATICAS GENERALES
Ventajas Requiere una menor cantidad de datos de red y de demanda Permiten asociar las variaciones de pérdidas con la evolución de la red. Facilita el análisis de evolución de las pérdidas en etapa de planificación. Facilita el análisis global de resultados. Desventajas: El valor obtenido representa una cota global de un conjuntos de instalaciones, no un valor preciso por instalación Es una metodología que se adapta a la realidad de las redes de distribución

5 CALCULO MEDIANTE APLICACIONES INFORMATICAS
Ventajas Se efectúan los cálculos sobre la red real. Desventajas Necesidad de disponer red totalmente informatizada (en redes de distribución: gran cantidad y variedad de circuitos) Se debe conocer la demanda de cada instalación (no siempre se dispone). Se requiere un importante tiempo para el procesamiento, y se pierde la visión global. Persisten imponderables de cálculo ( asimetrías, asimultaneidades de carga). Su aplicación es natural en redes de AT por el grado de informatización de la red y disponibilidad de cargas Su aplicación es natural en redes de AT por el grado de informatización de la red y disponibilidad de cargas

6 METODOLOGIAS DE CALCULO POR EXPRESIONES MATEMATICAS Y CIRCUITOS TIPICOS
La metodología se basa en la obtención de las pérdidas en circuitos promedio con arquitectura de red típica, aplicandoles factores de corrección para valorar el impacto de la dispersión de cargas, extensiones, y condiciones de explotación. Los circuitos se modelaron tomando: Red MT: por Area geográfica, por SE y tipo de alimentador (aéreo, mixto y subterráneo) Centros MT/BT: por Area geográfica y potencia de transformador Red BT: por Area geográfica, potencia de transformador y tipo de red (aérea convencional y preensamblada y subterránea) Los datos de cantidad de instalaciones, potencias, secciones y longitudes fueron extraídos de bases de datos de instalación.

7 FUENTES DE DATOS Datos de energía comprada, energía vendida y porcentajes de energía de pérdidas. Registros de carga máxima anual y energía por SSEE AT/MT (de SACME). Registros de carga de alimentadores (extractados de la Base de Cargas actualizada por el centro de control). En centros de transformación MT/BT (CT) y salidas de BT mediante la vinculación cliente-red, la energía anual vendida y curvas de demanda típica por segmento tarifario se estima la demanda máxima. Bases de datos de potencia instalada en centros de transformación y cantidad de circuitos BT, cantidad de circuitos de MT por subestación, extensión de líneas y cables de cada circuito MT y BT por sección de conductor.

8 PERDIDAS EN RED MT Caracterización de la red
Se obtienen circuitos típicos por ET en función de sus características: subterránea, mixta, aérea. Se definen secciones de conductor características. Caracterización de la demanda de la carga del alimentador. Se asigna una demanda máxima promedio por alimentador y luego aplica factor de dispersión, o se evalúa con la propia. Se considera demanda distribuida uniforme a partir de una dada extensión de salida desde la SE (ubicación típica de primer transformador MT/BT)

9 RED SUBTERRANEA MT Arquitectura anillo principal
Sección de conductor homogénea promedio

10 RED AEREA MT Radial con ramales Alimentación Aérea:
Troncal Primer tramo con corriente uniforme parte subterránea y parte troncal aérea Resto de troncal con corriente decreciente y sección uniforme Ramales de menor sección, con cantidad típica por km de troncal Alimentador mixto: Primer tamo y parte del resto de troncal subterránea

11 PERDIDAS RED MT. EXPRESIONES UTILIZADAS
r1Si: Resistencia promedio del conductor de primer segmento de troncal. rTi: Resistencia promedio del conductor del resto de troncal. rri: Resistencia promedio del conductor de ramales. LSi: longitud del conductor de primer segmento de troncal. LTi: longitud total de troncal por alimentador típico “i” de la SE. Lrt: longitud de ramales total por alimentador típico “i” de la SE. Ial: corriente máxima promedio por alimentador de la SE. kr: factor de incidencia de carga en ramales respecto de la total de alimentador. nr: número de ramales por alimentador típico “i”. Ni: cantidad de alimentadores asignados al circuito típico “i” de la SE. Teq: tiempo equivalente de pérdidas de la SE. Kdse: factor de corrección por diferencias entre cargas de las salidas de SE.

12 RED DE MEDIA TENSIÓN Tiempo de utilización y equivalente por SE si no se dispone registro de cargas: Con la energía anual por subestación, su potencia máxima (MVA), y un factor de potencia estimado calculándose el tiempo de utilización con la siguiente expresión: El tiempo equivalente medio de perdidas resulta menor dada la asimultaneidad de cargas máximas respecto de la SE: El tiempo de utilización por alimentador se obtuvo :

13 Corriente máxima por alimentador
La corriente máxima promedio efectiva por alimentador M.T. puede determinarse con la siguiente expresión: Donde: Smax SE: es la potencia máxima de la SE NS SE: es la cantidad de salidas de la SE U: es la tensión nominal Fs : es el factor de simultaneidad de alimentadores. Si se dispone registro de corrientes máximas de alimentadores de SE se puede determinar mediante la expresión anexa kdse: es el factor de corrección del promedio cuadrático de corrientes

14 Tiempo equivalente y de pérdidas por alimentador:
Si se dispone de los registros horarios de carga por SE del año se pueden calcular los tiempos de utilización y el tiempo equivalente de pérdidas con las siguientes expresiones: Donde N es la cantidad de registros de carga por año, y Smáx es la potencia máxima anual registrada en condiciones operativas normales:

15 FACTORES QUE INFLUYEN EN LAS PERDIDAS EN CCTT:
PERDIDAS EN CENTROS DE TRANSFORMACION FACTORES QUE INFLUYEN EN LAS PERDIDAS EN CCTT: Tiempo equivalente de pérdidas. Nivel de carga promedio, dispersión. Perdidas totales y relación entre pérdidas en cobre y hierro a potencia nominal (típica Pcu/Pfe=5/1) ESTIMACION DE PERDIDAS EN UN CENTRO DE TRANSFORMACION Pcu: pérdidas en el cobre a carga nominal. Fc: Factor de carga (carga/potencia nominal) Teq: Tiempo equivalente de pérdidas. Potencia (kVA) Pérdidas en el hierro (W) Pérdidas en el cobre 5 30 160 10 45 290 16 88 502 25 122 608 40 180 1050 63 230 1450 100 350 1750 475 2400 200 600 3000 315 850 4250 500 1200 6000 800 1600 8000 1000 1900 9500

16 FACTOR DE CARGA PROMEDIO POR MODULO DE TRANSFORMACION
Los factores de carga promedio para cada módulo de transformación se determinaron con la expresión: Donde: Pmax i, j: es la demanda máxima en kW de un transformador en particular “j” de módulo Si. Se estimó a partir de la energía facturada por tarifa mediante la expresión: kaj: factor para ajustar el factor de carga promedio total del área de estudio, evaluado a través del balance de potencias.

17 FACTOR DE CARGA promedio urbano a partir de datos globales
EZona: Energía total de la zona. EZonaMT: Energía clientes y usuarios de MT. Tu: Tiempo de utilización de la zona. PDRzona: Potencia máxima demandada clientes rurales SCTUR: Potencia instalada transformadores urbanos (en gral. >63 kVA). FACTOR DE CARGA promedio urbano determinado por las estimaciones de energía Se debe elegir el factor de ajuste para que ambos sean iguales

18 TIEMPO EQUIVALENTE DE PERDIDAS POR MODULO DE ULTILIZACION
El tiempo de utilización de un grupo de clientes depende en forma inversa de la simultaneidad A menor número de clientes el factor de simultaneidad es menor, entonces el tiempo utilización es menor, esto implica que los módulos menores tienen menor tiempo utilización

19 ESTIMACIÓN DE TIEMPO EQUIVALENTE DE PÉRDIDAS A NIVEL CT
A efectos que la suma de la energía circulante por los CT y los tiempos de utilización resulten iguales a los del área de estudio, se efectúa un ajuste general de los factores de carga y de los tiempos de utilización aplicados por módulo y tipo de CT. El tiempo de utilización total del área de estudio se puede evaluar con la expresión siguiente: Donde: EMT y PMT son la energía y potencia que ingresa a nivel MT. peMT% y ppMT% son las potencia y energía de pérdidas de la red MT. EVMT y PVMT son la potencia y energía vendida en MT. fCO MT es el factor de coincidencia entre las máximas demandas de los clientes de MT

20 FACTOR DE CORRECCIÓN POR DISPERSIÓN DE NIVELES DE CARGA
El factor se determinó a partir de la potencia máxima estimada por CT obtenida a partir de la energía vendida a los clientes de CT, mediante la expresión: Donde FcJ,I es el factor de carga de un transformador “j” en particular, de módulo de potencia “i”, Ni es el número de transformadores de potencia “i”.

21 FACTOR DE CORRECCIÓN POR ASIMETRIA DE CORRIENTES
El factor de corrección que representa el aumento de las pérdidas debido a la asimetría y desequilibrio de corrientes de fase puede determinarse con registros de carga por fase de distintos CT, durante un tiempo de al menos 1 semana. Para cada registro se determina: La sumatoria de los cuadrados de las corrientes de fase, cifra representativa de las pérdidas reales en el cobre El cuadrado de la media aritmética de las corrientes, que multiplicada por 3 representa en proporción las pérdidas en el cobre que se tendrían en condiciones simétricas. Luego el factor de corrección se determina como el cociente de las sumatorias de las cifras antedichas para todos los registros del período, según la expresión:

22 PERDIDAS EN RED BT Principales factores que influyen en su valor:
Cantidad de salidas. Sección de los conductores de las salidas y del resto de la red. Extensión de la red. Ubicación descentrada del C.T. Desbalances de carga entre salidas. Asimetría de corrientes de fase (ejemplo: con corrientes entre 125% y 75% las pérdidas pueden incrementarse un 17%).

23 CARACTERIZACIÓN DE LAS REDES BT
En cada caso se discriminó por módulo de transformación METODOLOGIA EMPLEADA Se agrupan las redes BT según área típica, tipo de red (subterránea/aérea), módulo de CT, cantidad de salidas por módulo, secciones típicas y rangos de extensión de red. En función de los factores carga, cantidad de salidas, potencia de CT se determina la corriente por salida y las pérdidas, aplicando factores de corrección determinados con los criterios siguientes:

24 Factor por diferencias de carga entre salidas
Representa el aumento de pérdidas por la imposibilidad de mantener todas las salidas igualmente cargadas. Donde Psjk es la potencia abastecida por la salida “j” del CT “k”, obtenida mediante una expresión similar a la aplicada para estimar la demanda de los CT. nsCTk es la cantidad de salidas del CT “k”. Finalmente el factor a aplicar para cada circuito típico (módulo y tipo de instalación) se determinó como valor medio de los obtenidos individualmente para ese grupo

25 EXPRESION EMPLEADA PARA LA ESTIMACION DE PERDIDAS EN RED BT
Corriente media por salida para el módulo de transformación “i”. Se obtiene mediante la expresión: Donde: : Resistencia por unidad de longitud de conductor de salida típica aplicada al módulo de transformación “i” y tipo de red.

26 : Factor de simultaneidad salidas-CT
: Número de salidas promedio de un CT de módulo “i” tipo plataforma o cámara y red subterránea o aérea. : Longitud de segmento de salida, adoptada igual a la longitud de media cuadra. : Factor de resto de red. : Factor de diferencia de cargas entre salidas. : Factor de incremento de pérdidas por desequilibrio de corrientes de fases. : Factor de excentricidad. : Cantidad de CT de módulo “i” tipo plataforma o cámara y red subterránea o aérea. : Tiempo equivalente de pérdidas a nivel de BT, determinado a partir de los tiempos de utilización por módulo a nivel CT, afectados por el factor de simultaneidad salidas/CT

27 Factor por incidencia del resto de la red
Representa la relación entre pérdidas en la salida (mayor concentración ) y en el resto Este difiere para red subterránea y red aérea fundamentalmente porque la primera se desarrolla generalmente con sección uniforme y por ambos lados de vereda. ai: factor que depende del tipo de red (poco sensible al módulo de transformación) Lriz: es la longitud de red BT promedio asociada a cada CT de módulo “i” de cada zona.

28 FACTOR DE EXCENTRICIDAD DE UBICACIÓN
Representa el aumento de pérdidas debido al desplazamiento del CT respecto del baricentro de carga del área que abastece. Se determinó para cada tipo de red una curva del factor en función de la excentricidad, para distintas magnitudes de área abastecida, y diferentes desplazamientos manteniendo uniforme las cargas por salida. Indicador de excentricidad:

29 FACTOR DE DESEQUILIBRIO DE CORRIENTES:
En un tramo determinado el incremento de pérdidas debido a desequilibrios resulta: Se evaluó que con la cantidad de clientes el desequilibrio estadísticamente disminuye y se le asoció la longitud de la red:

30 PERDIDAS TECNICAS EN ACOMETIDA Y MEDICION
n : Número de conductores con corriente: acometidas monofásicas 2, acometidas trifásicas 3. rai : Resistencia por km de conductor de fase de acometida de tipo “i”. Lai: Longitud promedio de acometida tipo “i”, determinada con la extensión total de traza por tipo de cable de acometida, cantidad de acometidas, y extensión adicional por recorrido en canalización y conexionados en pilar. Estos datos se extraen del reporte de sistema de documentación. Nai: cantidad de acometidas de tipo “i” TEQ i: Tiempo equivalente de pérdidas de la acometida, función del tiempo de utilización del conjunto de clientes asociados a la acometida. kdc: factor por distribución no uniforme de cargas . kd: factor por asimetría y desequilibrio (en acometidas trifásicas). IMAi: es la corriente máxima promedio de acometida tipo “i”, determinada mediante la expresión:

31 Donde: EcTi: energía por cliente de la tarifa correspondiente a la acometida tipo “i”. ncai: número de clientes típico por acometida tipo “i”. fs: factor de simultaneidad, función de la cantidad de clientes por acometida. TuTi: tiempo de utilización individual por cliente asociado. m: número de fases de la acometida. Uf: tensión de fase. La potencia de pérdidas simultánea de la etapa se obtiene mediante:

32 MEDIDORES Debido a la forma de conexión de los medidores, se han considerado las pérdidas en las bobinas voltimétricas, que están permanentemente conectadas. La energía de perdida para cada tipo de medidor “i” se ha calculado con la expresión: Donde: Nºcli = Cantidad de clientes con el tipo de medidor “i”. Tp = es el tiempo de perdidas igual al total del año (8760 h) por ser la conexión permanente. PPCV = pérdidas en potencia en el circuito voltimétrico por cada medidor monofásico o trifásico, o en el circuito electrónico, según corresponda.

33 EJEMPLO DE CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN LINEAS MT
EJEMPLO DE CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN CENTROS MT/BT

34 EJEMPLO DE CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN LA RED BT

35 EJEMPLO DE CALCULO DE PERDIDAS EN ACOMETIDAS

36 EJEMPLO DE CALCULO DE PERDIDAS EN MEDIDORES

37 CONCLUSIONES De lo expuesto surge que:
El método mas práctico para el cálculo pérdidas técnicas depende de: El tipo de análisis que se requiere realizar. La precisión de los datos de demanda disponibles. Los datos de instalaciones disponibles, su formato y detalle. La disponibilidad de herramientas de cálculo automático. La posibilidad de realizar un análisis global. Las estimación por expresiones de cálculo implica economía de recursos, y mejor análisis y proyección. Permiten relacionar pérdidas con las características de las redes de la empresa. La disponibilidad de bases de datos de instalaciones, vinculación cliente/red, energía vendida pasante por cada instalación, mejora la precisión del método. Las aplicaciones de cálculo para redes de distribución son de utilidad para situaciones puntuales (por ejemplo, proyectos de inversión).