CAPITULO I INTRODUCCIÓN 1.1. Descripción del Proyecto La figura 1 muestra el diagrama unifilar de una subestación reductora de 69/24,9 KV que alimenta a una línea de subtransmisión troncal de 24,9/14,4 KV y derivaciones trifásicas y monofásicas. Las derivaciones alimentan y se conectan a redes de cargas trifásicas y monofásicas.
Figura 1. Diagrama Unifilar Las cargas conectadas a la derivación trifásica prácticamente se han mantenido constantes por un largo periodo de tiempo. Por su parte, la planta planta industrial, categoría de consumo consumo GD-MT, ha experimentado reducciones de producción, que requiere verificar las características de consumo y medición.
1
Todas las instalaciones son a la intemperie y altura de 3000 m. La frecuencia de la red es 60 Hz.
La planta industrial tiene los siguientes transformadores de medida de relaciones
= 5⁄10:1,
(conectado a 10:1). Las cantidades de transformadores de medida son: dos transformadores de potencial y dos transformadores de corriente. Se han realizado mediciones que permiten asegurar que los valores máximos y mininos de demanda en el punto B son 40 y 30 kW, respectivamente FP=0,85 (-). Las mediciones de electricidad en la subestación reductora s e realizan en el lado de 69 KV. Con un TP de
= 69000/√ 3110√ 3 y TC de = 20⁄5 . Los TC’s se han usado por un largo
periodo y se desconoce si sus características nominales son adecuados: Los valores secundarios de demanda de un día típico se muestran en la tabla 2. Los registros de demanda anteriores al presente mes se muestran en la tabla 1. Todas las instalaciones son a la intemperie y altura de 3000 m. La frecu encia de la red es 60 Hz.
1.2. Objetivos
Establecer la categoría de consumo actual y medición de electricidad.
Determinar los costos de electricidad en la subestación de 69 KV.
Especificar las características nominales de los transformadores de medida en la subestación
Dibujar el diagrama de medición de KWh y KVARh en la planta industrial (Si corresponde)
2
CAPITULO II INGENIERÍA DEL PROYECTO 2.1. Determinación de la potencia aproximada de los TC a) Subestación Reductora Punto D. Según el criterio de ENDE ORURO, la facturación se realiza sumando el consumo total del mes más el consumo del punto más alto de consumo, en los cálculos consideramos según la tabla 1 registro secundario mensual de demanda igual a 2,6 [KW] entonces la de manda máxima será:
=·· =4·627,27·2,6 = 6,52 []
Por lo cual en el punto D se considera GD-AT
Como los transformadores de medida están a una distancia de 20[m] de los instrumentos de medida, entonces la resistencia será:
1 ⟹ = 0,1084 Ω =5,22 Ω ∙20 ∙ 1000
Las pérdidas de potencia en los conductores secundarios para el punto D serán: Considerando según norma ABNT para la In en TC´s es de 5 [A] I
= 2 ∙ ∙ = 2 ∙ 5 ∙0,1084 ⟹ = 5,42
Las características del medidor Alpha Plus TM 42 son:
CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN Consumo de Potencia (por fase) Menor a Consumo de Corriente (por fase) a de temperatura. Consumo de Voltaje (por fase) a a a Tolerancia Con carga: Coeficiente de Voltaje: del voltaje nominal. Variaciones de Tolerancia Coeficiente de Temperatura: por Alpha Plus TM 42.
3 [] 0,1 [] 25 [℃] 0,008 [] 120 [] 0,03 [] 240 [] 0,04 [] 380 [] (0,2 + 0,001/1+tan)% 0,01% 0,01% ℃
El consumo de corriente por fase del medidor será:
= 2 ∗ ∗ = 2 ∗ 5 ∗0,0001 ⟹ = 0,005
3
Instrumento Potencia Activa [W] Potencia Reactiva [VAR] Medidor ALPHA PLUS 0,005 0,000 Conductores Secundarios 5,420 0,000 Total 5,425 0,000 Potencia Aparente [VA] 5,425 Potencia del Transformador de Corriente Punto D subestación reductora Siendo la potencia Normalizada según la norma igual a
= 12,5 . Se tiene en ABNT P12.5
2.2. Determinación de la potencia aproximada de los TP a) Subestación Reductora Punto D.
= 115 ) 1084 = 2· = 2 · 0,115 = 0,000016
Perdidas de potencia en el conductor (
En el punto D se utilizará el medidor electrónico ALPHA PLUS TM 42 de donde se puede obtener las características técnicas de operación, tenemos que el voltaje según la norma ABNT de
115[] no se encuentra dentro de estos pero es muy próximo a 120[], por lo cual tomamos
la potencia dada para este caso. Además en el punto D operan 2 Transformadores de Corriente y 3 Transformadores de Potencial, por lo cual para cada tipo de Transformador de Medida tenemos:
= =0,008 ⟹ = 0,008 Instrumento
Potencia Activa [W] Potencia Reactiva [VAR]
Medidor ALPHA PLUS TM 42 Conductores Secundarios
0,008
0,000
0,000016
0,000
Total
0,008016
0,000
Potencia Aparente [VA] 0,008016 Potencia del Transformador de Potencial Punto D Siendo la potencia Normalizada según la norma igual a
= 12,5 . Se tiene en ABNT P12.5
4
2.3. Verificación de los conductores secundarios de los TC´s a) Punto D Subestación Reductora. Teniendo la potencia aparente
Se calcula
= 12,5 se obtiene la impedancia nominal = = 12,55 ⟹ = 0,5 Ω
y considerando las potencias activa y reactiva encontradas = = 5,5428 ⟹ = 0,2171 Ω = = 50 ⟹ = 0 Ω
Para hallar la resistencia máxima se tiene la medición de dos elementos con conductor de retorno
1 2∙ −(3∙ − √ 3 ∙) −(3∙ − √ 3 ∙ ) = 6 1 2∙0,5 −(3∙0− √ 3∙0,2171) −(3∙0,2171− √ 3 ∙0) = 6 = 0,1732 Ω Calculo para TC2.
` = √ 23 ∗ ` = √ 23 ∗0 ` = 0 ∴ < `
Como
` es igual a 0 este no se considera en tal caso si cumple ∴ <
5
2.4. Verificación de los conductores secundarios de los TP´s a) Punto D. Subestación reductora De igual manera la potencia aparente nominal en el TP es S= medición de 3 elementos con
12,5 [], por tanto para una
%=0,1 la resistencia media será igual a: %∙ = 2,4∙ 0,001∙115 = 2,4∙12,5 ⟹ = 0,4408 Ω ∴ <
2.5. Especificación de los TM’s 2.5.1. Especificación de los TC.
Se considera Una corriente mínima de10% y una corriente máxima de100%
a) Punto D Subestación reductora. Calculo de la corriente mínima y máxima con una Dmax= 2,6 KW extraído de tablas, de la misma manera se extraerá de la misma tabla la demanda mínima Dmin = 0,06 KW, debido a que es un valor muy bajo no se lo considera, tomando así el siguiente Dmin = 0,4 K W.
= √ 3 ∗∗∗cos∅
Si
cos∅=0,979
= √ ∗∗∅ = √ 3 ∗∗cos∅ 2600 = √ 3 ∗115∗0,979 → =13,33 [ ] 400 = √ 3 ∗115∗0,979 → =2,05[ ]
6
De acuerdo a la corriente máxima y mínima, según la norma ABNT hallamos las corrientes nominales:
Corriente primaria nominal: Corriente secundaria Relación de transformación
Clase de exactitud
=20 [ ] = 5[ ] = = = 4 =4:1 0,3 “fines de facturación” C 12,5
Carga nominal ABNT Polaridad
Sustractiva
Frecuencia
60 Hz
Nivel de aislamiento
Por efecto altura se eligió los siguientes valores:
Altura
Tensión soportable nominal de impulso atmosférico Pleno [kV] Cortado [kV] (Cresta) (Cresta) 10 12 3000 m. s. n. m.
Uso
Intemperie
Clase normal Tensión usual de del circuito aislamiento [kV] 0,6
480
Tensión soportable nominal a frecuencia industrial [kV]eficaz 4
7
2.5.2. Especificación de los TPs. a) Punto D. Subestación reductora Tensión primaria nominal: Tensión secundaria nominal: Relación de transformación:
Clase de exactitud:
= 69000 = 115 = = =600 =600:1 0,3 Facturación
Potencia no minal según ABNT: P12,5
Nivel de aislamiento para una altura de operación de 3000 m. s. n. m.
Clase Nominal de Prueba Normal a Frecuencia Aislamiento [kV] Industrial (eficaz) [kV] 72,5 140 Frecuencia: 60[Hz]. Polaridad:
Sustractiva.
Uso:
Intemperie.
Prueba a Onda Plena (plena) [kV] 350
2.6. Especificación del medidor de la Subestación reductora a) Punto D. Para este punto consideramos las siguientes características de operación:
Tensión Nominal Corriente Nominal Número de Hilos Número de Elementos Número de TP's Número de TC's Clase de Exactitud. Tipo de cojinete Conexión interna
115 [V] 5 [A] 3 2 3 2 0.2 Mecánico Línea-carga
Registrador Electrónico Tipo Tabla No. 2.6.1. Características del Medidor Punto B.
8
2.7. Selección de instrumentos de catálogos 2.7.1. Trasformadores de corriente y de potencial. En el Anexo No. 1 de Transformadores de Instrumentos Combinados N5 – N5H podemos observar los siguientes parámetros para el Transformador de Corriente suponiendo el posible uso de un Transformador de doble relación y que además contenga tanto Transformadores de Corriente como de Potencial. a) Punto D. En este caso consideramos ambos instrumentos combinados siendo el seleccionado el siguiente: N5 – 350 – 69 – 601 – Blank Tipo 50[A] Corriente Primaria Nominal 5[A] Corriente Secundaria Nominal KC1 = 50:5 = 10:1 Relación de Transformación 0.3 Clase de Exactitud 60[Hz] Frecuencia Intemperie Uso Tabla No. 2.7.1. – Transformador de Medida Combinado Punto B.
2.7.2. Medidores. Para el punto A seleccionamos el medidor Alpha Plus TM 42 de las siguientes características:
CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN Consumo de Potencia (por fase) Menor a 3[W] Consumo de Corriente (por fase) 0,1[mΩ] a 25[ºC] de temperatura. Consumo de Voltaje (por fase) 0,008[W] a 120[V] 0,03[W] a 240[V] 0,04[W] a 380[V] Tolerancia Con carga: (0,2 + 0,001(Clase/I)(1+tanθ))% Coeficiente de Voltaje: 0,01% del voltaje nominal. Variaciones de Tolerancia Coeficiente de Temperatura: 0,01% por ºC. Tabla No. 2.7.2. – Alpha Plus TM 42. 2.8. Analisis de las características de medición de la planta industrial 2.8.1. Diagrama de conexiones para medir kWh y kVARh
9
10
2.9. Costos de la electricidad de la derivación trifásica Como la potencia en la subestación reductora es de
69 se tiene considera una línea de gran
demanda y de alta tensión
Curva de carga 2.5
2 2
1.9 1.7
W k 1.5 a i c n e t o 1 P
1.5 1.3
0.8 0,7
0,7
0.8
1
0.9
0,9 0,7
0.8
0.8 0,7
0.6
0.6
0.7
0.7
0.5
0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 5 0 1 0 4 3 1 0 4 3 1 0 4 3 1 0 4 3 : : : : : : : : : : : : : : : : 0 1 1 2 3 4 4 5 6 7 7 8 9 0 0 1 1 1 1
5 1 : 2 1
0 0 : 3 1
5 4 : 3 1
0 3 : 4 1
5 1 : 5 1
0 0 : 6 1
5 4 : 6 1
0 3 : 7 1
5 1 : 8 1
0 0 : 9 1
5 4 : 9 1
0 3 : 0 2
5 1 : 1 2
0 0 : 2 2
5 4 : 2 2
0 3 : 3 2
Tiempo Hr
Para la subestación reductora se tiene los costos siguientes Lado de A.T.
18:00−23:00 ℎ 0,138 /ℎ = 0,9∙1+1,1∙1+1,2∙2+1,3∙1+1,4∙1+1,5∙2+1,7∙1+1,8∙4+1,9∙3+2·4 ·0,138∙30 =135,378 ⁄ Periodo de consumo medio 23:00−24:00 ℎ 07:00 − 18:00 ℎ 0,131 /ℎ Periodo de consumo alto
= 0,6∙9+0,7∙21+0,8∙10+0,9∙5+1·2+1,1·1 ∙0,131∙30 =140,301 ⁄ Periodo de consumo bajo 00:00−07:00 ℎ 0,125 /ℎ = 0,6∙16+0,7∙5+0,8∙7 ∙0,125∙30 =70,125 ⁄ Cargo por potencia de punta 18:00−23:00 ℎ 107,279 / 11
= 0,9∙1+1,1∙1+1,2∙2+1,3∙1+1,4∙1+1,5∙2+1,7∙1+1,8∙4+1,9∙3+2·4 ∙107,279∙30 =104240,70 ⁄ Finalmente = + + + =135,378+140,301+70,125+104240,70 =105586,503 ⁄
12
CAPITULO III. CONCLUSIONES 3.1. Conductores secundarios Para la identificación de los conductores en el secundario de los TCs del D dimensionados se tiene una medición con dos elementos y un conductor de retorno. Según el análisis realizado para los conductores 12 AWG y 10 AWG solo el primer conductor que mencionado cumple la condición: Medición con dos elementos y un conductor de retorno, además de considerar el costo de dicho conductor.
3.2. Transformadores de medida Según los cálculos realizados las corrientes nominales del transformador de corriente en el pu nto “D” son:
= 20 [ ]
= 5 [] Para una conexión de tres hilos. La tensión nominal del transformador de potencial es para 69 KV, las especificaciones y características de este transformador se muestran según la norma ABNT .
3.3. Medidores Según el análisis realizado en el punto D, mencionamos que la categoría a la cual pertenece este punto es GD-AT, para lo cual se utiliza un medidor electrónico ALPHA PLUS
TM -42-2182C,
el cual se encargara de registrar el consumo de energía con discriminación horaria.
3.4. Costo de electricidad En el análisis del costo de electricidad en la derivación trifásica se analizó en media tensión y gran demanda, en los datos que se obtuvo no se muestra cargos por consumo de fuera de punta.
BIBLIOGRAFÍA Medeiros, Medición de energía eléctrica. Manual técnico ALPHA Plus Meter. Catálogo de transformadores de medida de la ABB. Tabla de niveles de aislamiento de la norma ABNT. Ing. Quiroga. Texto guia
13
ANEXOS
14
ÍNDICE CAPITULO I ...............................................................................................................................................................
1
INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................................................
1
1.1.
Descripción del Proyecto ........................................................................................................................
1
1.2.
Objetivos .....................................................................................................................................................
2
CAPITULO II .............................................................................................................................................................
3
INGENIERÍA DEL PROYECTO .............................................................................................................................
3
2.1.
Determinación de la potencia aproximada de los TC ......................................................................
2.2.
Determinación de la potencia aproximada de los TP ...................................................................... 4
2.3.
Verificación de los conductores secundarios de los TC´s ............................................................... 5
2.4.
Verificación de los conductores secundarios de los TP´s ............................................................... 6
2.5.
Especificación de los TM’s ..................................................................................................................... 6
3
2.5.1.
Especificación de los TC. ................................................................................................................ 6
2.5.2.
Especificación de los TPs. ............................................................................................................... 8
2.6.
Especificación del medidor de la Subestación reductora ............................................................... 8
2.7.
Selección de instrumentos de catálogos .............................................................................................. 9
2.7.1.
Trasformadores de corriente y de potencial. .............................................................................
2.7.2.
Medidores. ..........................................................................................................................................
2.8. 2.8.1. 2.9.
9 9
Analisis de las características de medición de la planta industrial ............................................. 9 Diagrama de conexiones para medir kWh y kVARh ................................................................... 9 Costos de la electricidad de la derivación trifásica ....................................................................... 11
CAPITULO III. .........................................................................................................................................................
13
CONCLUSIONES ....................................................................................................................................................
13
3.1.
Conductores secundarios ...................................................................................................................... 13
3.2.
Transformadores de medida ................................................................................................................ 13
3.3.
Medidores .................................................................................................................................................
13
3.4.
Costo de electricidad .............................................................................................................................
13
BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................................................................
13
ANEXOS ....................................................................................................................................................................
14
15
