Proyecto Final Sistema Eléctrico De Potencia 3cf66

DISEÑO DE SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA Proyecto de interconexión de los municipios de San Francisco de Quibdó, Turbo, Montería y San Luis de Sincé. Documento en el cual se presenta todo el proceso de diseño de un sistema eléctrico de potencia que interconectara los municipios de San Francisco de Quibdó, Turbo, Montería y San Luis de Sincé. Basados en los registros de la demanda de energía y de sus planes de expansión por los próximos 10 años se diseño el sistema que los interconectara. Con el sistema ya diseñado se procede a realizar análisis de su comportamiento en régimen estable y régimen de falla con software de simulación (DigSilent), finalmente se realiza un estudio técnico-económico, para estimar la viabilidad del proyecto. Rafael De Jesús Castillo Sierra. 20 de Mayo de 2010

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TABLA DE CONTENIDO

1. 2. 3. 4.

Introducción………………………………………………………………………...4 Objetivo general…………………………………………………………………....5 Objetivos específicos……………………………………………………………….5 Información gene ral municipios……………………………………….……….…6 Panorama general: localización geográfica……………………………….………....6 San Francisco de Quibdó………………………………………………….………...7 Turbo……………………………………………………………………….………..7 Montería……………………………………………………………………………..8 San Luis de Sincé…………………………………………………………………....8 5. Proceso de diseño…………………………………………………………………..9 Leyes y normas que regulan el diseño de los SEP’s………………………………...9 Demanda de los municipios y proyección al 2020…………………………….........9 Consideraciones de diseño…………………………………………………………13 Interconexión……………………………………………………………………….13 Centrales a utilizar………………………………………………………………….14 Flujos de potencia………………………………………………………………….16 Niveles de tensión de las líneas…………………………………………………….19 Corrientes nominales de las líneas…………………………………………………19 Parámetros de las líneas……………………………………………………………20 Selección de los transformadores…………………………………………………..23 Diagrama unifilar SEP……………………………………………………………..26 Parámetros del sistema en por unidad……………………………………………...27 6. Comportamiento del SEP en régimen de estado estable………………………29 7. Comportamiento del SEP en régimen de falla………………………………….31 8. Confiabilidad……………………………………………………………………...32 9. Presupuesto………………………………………………………………………..33 10. Conclusiones………………………………………………………………………35 11. Anexos……………………………………………………………………………..36 12. Bibliografía………………………………………………………………..............37

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1. Introducción. Una manera de medir el nivel de desarrollo de un país, una región o un departamento es conociendo cuanta energía consume, esto lleva a pensar en la importancia de la energía eléctrica para los pueblos, desde usos domésticos (funcionamiento de ventiladores, lavadoras, televisores, computadoras, etc.) hasta usos industriales (motores trifásicos de alta potencia), la energía eléctrica ha acaparado todo el mercado en general. Es tal la importancia de la energía eléctrica que los gobiernos se preocupan por innovar y mejorar los métodos de generación y minimización de pérdidas de esta. En este orden de ideas, para un correcto suministro de la energía a cada una de las cargas, se debe diseñar adecuadamente todo el sistema eléctrico de potencia que interconectara los s con las plantas generadoras, basados en un protocolo de diseño, el cual inicia con el buen conocimiento de los requerimientos de energía a futuro de los diferentes municipios, y finalizando en la realización de exhaustivas simulaciones en softwares computacionales para analizar el funcionamiento del circuito bajo diferentes escenarios, entre los cuales se tiene, el régimen de estado estable y el régimen de falla, basados en los resultados se puede medir la viabilidad del sistema y mejorarlo en caso de ser necesario. Por ser tan importante el diseño de los sistemas de transmisión de energía se han creado diversas normas que se encargan de su regulación. Todo este proceso de diseño controlado por normas y resoluciones hacen que un sistema eléctrico de potencia sea confiable y viable.

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2. Objetivo general. Diseñar un sistema eléctrico de potencia en una región de Colombia.

3. Objetivos específicos. Determinar la demanda del sistema. Diseñar las líneas de transmisión del sistema eléctrico. Analizar la operación de sistema eléctrico de potencia en condiciones de Régimen de estado estable y de falla.

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4. Información general municipios. Panorama general: Localización geográfica. La ubicación geográfica de los municipios a los cuales se les interconectara con el sistema de potencia es: Las distancias relativas de los municipios son las siguientes: Sincé-Montería: 96.23km. Montería-Turbo: 119.22km. Turbo-Quibdó: 266.12km. f Se observa que para el diseño de las líneas de transmisión se debe tener en cuenta que las líneas Sincé-montería y MonteríaTurbo son líneas medias y la línea Turbo-Quibdó es línea larga. Para el cálculo de los parámetros de las líneas es de suma importancia identificar el tipo de línea según su longitud para calcular los parámetros adecuadamente.

Figura 1. Ub icación geográfica de los mun icip ios.

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San Francisco de Quibdó. Capital del departamento del Chocó. La ciudad está ubicada en una de las regiones más forestales de Colombia, cerca de grandes reservas ecológicas como el Parque Nacional Natural Emberá y una de las regiones con un gran número de reservas indígenas. Se encuentra a orillas del río Atrato, uno de los principales afluentes del país y una de las zonas con más alta pluviosidad del mundo. Su densidad de población es de 5.840hab/km2 posee un área de 3337.5km2 . Su economía se basa en la minería, practicada de forma artesanal y en algunas partes de manera industrial en corregimientos como la Figura 2. Plaza de Quibdó. troje, Tutunendo, Ichó, Tanando y Guayabal. La agricultura, se basa en cultivos de plátano, yuca, banano y algunos frutales típicos de la región como Borojó, Chontaduro, Piña, Marañón, Caimito, Almirajó, Lulo y otras.

Turbo. Ciudad ubicada en la subregión Urabá del departamento de Antioquia y capital de esta región Antioqueña, además es Distrito Especial Portuario. Posee un area de 3055km2 con una población de 122.780 habitantes su economía se basa principalmente de la explotación agrícola; las plantaciones de banano y plátano son la actividad principal, la que más personas ocupa y la que más divisas genera; en los último cuatro años, la actividad se ha visto desfavorecida por la revaluación del peso colombiano frente al dólar, lo que disminuye fuertemente los ingresos de la zona. Algunas otras actividades primarias son la explotación de la selva chocoana, la pesca y la ganadería extensiva. Figura 3. Plaza de turbo.

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Montería. Capital del departamento de Córdoba. Está ubicada al noroeste del país, a orillas del río Sinú, por lo que es conocida como la "Perla del Sinú. Con una población de 381.525 habitantes (según el censo de 2005), es uno de los centros ganaderos, agroindustriales y culturales más importantes de la Costa Caribe colombiana. Es considerada la capital ganadera de Colombia, anualmente celebra la Feria de la Ganadería en el mes de junio. Es además, un importante centro comercial y universitario. Figura 3. Plaza de Montería.

San Luis de Sincé. Municipio ubicado en la sabana del departamento de Sucre a 30km al sureste de Sincelejo. Tiene una Temperatura media de 26,5°C y sus principales actividades económicas son la agricultura, la ganadería y el comercio. Fue fundado el 10 de noviembre de 1775 por Antonio de la Torre y Miranda. Actualmente cuenta con un hospital local de nivel I, llamado: Hospital Local de Sincé Nuestra Señora del Socorro, y con una Fototeca Municipal. Figura 4. Plaza de Sincé.

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5. Proceso de diseño. Leyes y normas que regulan el diseño de los SEP’s. Antes de proceder a diseñar el sistema eléctrico de potencia es necesario conocer, las normas que regulan el sector eléctrico en general, el gobierno colombiano le delega la función de regulador y supervisor a la Comisión de Regulación de Gas y Energía (CREG).  Resolución CREG 047 del 2004, articulo 3 que enuncia lo siguiente: “Control al factor de potencia en el servicio de energía eléctrica. En la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, se controlará el consumo de energía reactiva de los suscriptores o s finales, y se liquidará y cobrará exclusivamente de la forma establecida en el artículo 11 de la Resolución CREG-082 de 2002.  Parágrafo 1º. El factor de potencia inductiva (coseno phi inductivo) de las instalaciones deberá ser igual o superior a punto noventa (0.90). El operador de Red podrá exigir a aquellas instalaciones cuyo factor de potencia inductivo viole este límite, que instalen equipos apropiados para controlar y medir la energía reactiva”  Ley 143 de 1994, Artículo 6º, la actividad de distribución de energía eléctrica, se rige por los principios de eficiencia, calidad, continuidad, adaptabilidad, neutralidad, solidaridad y equidad  Las tensiones en estado estacionario a 60 Hz y sus variaciones permisibles, son las establecidas en la norma NTC 1340, o aquella que la modifique o sustituya.

Demanda de los municipios y proyección al 2020. Antes de iniciar con el diseño del sistema eléctrico de potencia es necesario conocer las demandas actuales de cada uno de los municipios a interconectar, conocido estos datos se procede a realizar una proyección de lo que podría consumir el municipio en 10 años (tiempo por el cual se va a diseñar el sistema), la predicción de cuanto

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consumirá un municipio en un tiempo determinado en el futuro, se encuentra plasmado en los planes de desarrollo municipales y nacionales. Para este caso se tomo de referencia el plan de expansión de referencia 2009-2023 de la UPME. El cual nos muestra en tres diferentes escenarios (escenario bajo, escenario medio, escenario alto) el aumento de la demanda de energía eléctrica en Colombia. La carga que demandó cada municipio en el año 2009 fueron: Municipio. Carga (MW). San Francisco de Quibdó. 9.81 Turbo. 7.65 Montería. 51.6 San Lu is de Sincé. 1.58 Tabla 1. Carga municipios año 2009 (to mado de SUI “sistema único de información de servicios públicos”)

Como se menciono anteriormente para predecir el comportamiento de la demanda de energía eléctrica para cada uno de estos municipios se tomo de referencia el plan de expansión de referencia 2009-2023, el cual posee los siguientes porcentajes de aumento por año.

Tabla 2. Plan de expansión de referencia 2009-2030.

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Basados en esta tabla se obtuvieron los siguientes resultados. 90 80

MW consumidos

70 60 50

QUIBDÓ

40

TURBO

30

MONTERÍA

20

SINCÉ

10 0

2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 año Figura 5. Proyección de la demanda 2009-2020.

Se observa que: Quibdó en el 2009 consumía 9.81MW y en el 2020, según el escenario consumirá 16MW. Turbo en el 2009 consumía 7.65MW y en el 2020, según el escenario consumirá 12.5MW. Montería en el 2009 consumía 51.6MW y en el 2020, según el escenario consumirá 84.3MW. Sincé en el 2009 consumía 1.58MW y en el 2020, según el escenario consumirá 2.58MW.

alto, alto, alto, alto,

Para análisis posteriores es necesario conocer como es el consumo de la energía eléctrica en un día por cada municipio, las figuras 6 y 7 se muestra este comportamiento para cada uno de los municipios para el año 2009 (se asumirá que para años posteriores el comportamiento será el mismo). Se observa que la demanda de energía no es uniforme durante cada hora, sino que existen horas pico en la cuales la demanda es considerable, también existen valles en los cuales la demanda es pequeña. Para llevar a cabo todo el diseño correctamente, es necesario realizar los cálculos con la demanda máxima para evitar subdimensionar los elementos que se vallan a utilizar.

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10 9 8 7

MW

6

5

QUIBDÓ

4

TURBO

3

SINCÉ

2 1 0 0

5

10

15

20

horas del dia Figura 6. Cu rvas de demanda diaria Qu ibdó, Turbo y Sincé.

MONTERÍA 60

50

MW

40 30 MONTERÍA

20 10 0 0

5

10

15

20

horas del dia Figura 7. Cu rvas de demanda diaria Montería.

Curvas de demanda y factores de carga se muestran en el archivo de Excel adjunto.

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Consideraciones de diseño. El proceso de planeación para la interconexión de los municipios se basa en la importancia de las cargas que esta posea, por ejemplo si alguno de los municipios posee industrias (nacionales, multinacional) universidades, empresas importantes, las cuales pagan cuantiosas cantidades de dinero para que el servicio de energía eléctrica sea continuo, es necesario que la interconexión hacia ese municipio sea confiable, es decir que si llegado al caso ocurre un daño en el sistema, la energía hacia dicho municipio se mantenga. Por esto se clasifican las cargas por su importancia en cuanto a las cargas que posea. Para los municipios del proyecto su clasificación es la siguiente:  San Francisco de Quibdó: ciudad nivel 2, actividad económica principal, minería y agricultura.  Turbo: ciudad nivel 1, Distrito especial portuario, actividad económica, agricultura  Montería: ciudad nivel 1, importante centro comercial y universitario. Actividad económica, ganadería y agroindustria (producción industrial y comercial de arroz, maíz, algodón, yuca y zorgo)  San Luis de Sincé: Ciudad nivel 2, actividad económica agropecuaria, en menor instancia la industria de cemento y alcohol. Es decir que es indispensable para el diseño del sistema que para Turbo y para Montería exista un flujo de energía continuo sin importar los inconvenientes que se presenten (daño de líneas, limpieza, destrucción.).

Interconexión. Basados en las consideraciones de diseño expuestas anteriormente, se ha decidido realizar una configuración mixta enmallada-radial, debido a que esta es la más confiable a la hora de asegurar el flujo de potencia en el sistema. En la figura 8. Se muestra la interconexión elegida. Analizando el sistema se puede decir lo siguiente:  En operación normal solo URRÁ, será la central que provea a las cargas.  Solo si la línea Quibdó-Turbo o la línea Turbo-URRÁ, se encuentran fuera de servicio, la central de GUATAPÉ entrará a proveer energía al sistema.  No importa cual línea salga de servicio turbo y montería siempre van a poseer un flujo continuo de potencia.  Quibdó a pesar de estar conectada al resto del sistema de forma radial, esta tampoco se va a encontrar desprotegida debido que se encuentra conectada directamente a la central de GUATAPÉ.

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Figura 8. Interconexión elegida.

Centrales a utilizar. Geográficamente, las centrales eléctricas más cercanas a los municipios son:  URRÁ: se encuentra a 94.78km de Montería y a 81.55km de Turbo.  GUATAPÉ: se encuentra a 174.77km de Quibdó.  CARTAGENA: se encuentra a 135.139km de Sincé. En la figura 8. Se observa que las centrales que se utilizaran para alimentar el sistema son las centrales de URRÁ y GUATAPÉ,

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Las características de estas centrales son  URRÁ. Localizado sobre la margen derecha del Río Sinú. Su capacidad máxima de descarga es de 9.500 m3 /s. Su longitud es de 196.4 metros con vertedero de ancho variable entre 120 metros en la cresta hasta 80 metros en la entrada al río. La Cota de rebose es de 130.5 msnm. La Hidroeléctrica URRÁ I tiene terrestre, por carretera pavimentada, con una longitud de 110 Km desde Montería, capital del departamento de Córdoba. Tiene una capacidad instalada de 340 MW distribuida en cuatro turbinas, de 85 MW cada una, con energía firme de 715 GWh anuales y energía media de 1.440 GWh anuales. 

GUATAPÉ. Pertenece al aprovechamiento del río Nare, regulado por el embalse El Peñol-Guatape. Está ubicada en el sitio conocido como la Araña, jurisdicción del municipio de San Rafael, al oriente del departamento de Antioquia, a 100 kilómetros de Medellín. Su capacidad instalada es de 560 MW (nominal y efectiva) entregados por 8 unidades generadoras de igual capacidad, accionadas por turbinas tipo Pelton de eje vertical. La central hidroeléctrica Guatapé utiliza el río Nare, que se desvía al río Guatapé para aprovechar una diferencia de nivel de 810 metros entre las cuencas de estos dos ríos.

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Flujos de potencia. Conociendo la interconexión de los municipios, conociendo los estimativos de potencia demandada por las cargas para el 2020 y sabiendo cuales centrales utilizar, se puede realizar el calcular el flujo de potencia que va a pasar por cada una de las línea que posee el sistema. Este cálculo se efectúa para conocer cuanta potencia va a fluir por cada una de las líneas y con base a estos valores calcular los parámetros de cada una de las líneas. Debido a que se poseen dos centrales generadoras, el análisis se efectúa por separado primero para URRÁ y luego para GUATAPÉ. 

Flujo de potencia con URRÁ. Realizando análisis de nodos y mallas se obtienen las siguientes ecuaciones de potencia: En estas ecuaciones la potencia que circula por la línea es equivalente a la corriente y las longitudes de las líneas es equivalente a la impedancia de la línea.

Figura 9. Flujo de potencia con URRÁ.

𝑃31 =

𝑃32 = −

𝐿 21

𝑃𝑆 𝐿 21 + 𝐿 32 + 𝐿 32 𝑃𝑀 𝐿 21 + 𝐿 31 + 𝐿 32

𝐿 32 −1 + 𝐿 31 + 𝐿 32

𝑃21 =

𝑃𝑀 + 𝑃𝑆 + 𝑃𝑇 −

𝐿 31 𝑃𝑆 − 𝐿 32 𝑃𝑀 𝐿 21 + 𝐿 31 + 𝐿 32

𝑃34 = 𝑃𝑄

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𝑃𝑇 𝐿 21 + 𝐿 31 + 𝐿 21 𝑃𝑆 𝐿 21 + 𝐿 31 + 𝐿 32

𝑃𝑈3 = 𝑃𝑀 + 𝑃𝑄 + 𝑃𝑆 + 𝑃𝑇



Flujo de potencia con GUATAPÉ. Realizando análisis de nodos y mallas se obtienen las siguientes ecuaciones de potencia: En estas ecuaciones la potencia que circula por la línea es equivalente a la corriente y las longitudes de las líneas es equivalente a la impedancia de la línea.

Figura 9. Flujo de potencia con GUATAPÉ.

𝑃31 =

𝑃32 = −

𝐿 21

𝑃𝑆 𝐿 21 + 𝐿 32 + 𝐿 32 𝑃𝑀 𝐿 21 + 𝐿 31 + 𝐿 32

𝐿 32 −1 + 𝐿 31 + 𝐿 32

𝑃21 =

𝑃𝑀 + 𝑃𝑆 + 𝑃𝑇 −

𝐿 31 𝑃𝑆 − 𝐿 32 𝑃𝑀 𝐿 21 + 𝐿 31 + 𝐿 32

𝑃43 = 𝑃𝑀 + 𝑃𝑆 + 𝑃𝑇

𝑃𝐺4 = 𝑃𝑀 + 𝑃𝑄 + 𝑃𝑆 + 𝑃𝑇

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𝑃𝑇 𝐿 21 + 𝐿 31 + 𝐿 21 𝑃𝑆 𝐿 21 + 𝐿 31 + 𝐿 32

Teniendo en cuenta que las potencias de las cargas son conocidas, las cuales para el año 2020 son: Municipio. símbolo PS Sincé PM Montería PT Turbo PQ Quibdó Tabla 3. Potencias demandadas por las cargas para el 2020.

Cargas del 2020 (MW) 2,58 84,3 12,5 16

Las longitudes de las líneas son las que se muestran en la tabla 4. Línea. 1-2:Sincé-Montería 1-3:Sincé-Turbo 2-3:Montería -Turbo 3-4:turbo-Quibdó U-3:Urrá-Tu rbo G-4:Guatape-Quibdó Tabla 4. Longitudes de las líneas.

Símbo lo.

L12 L13 L23 L34 LU3 LG4

Distancias (km). 96,23 215,83 119,22 266,12 81,55 174,77

Con base a los datos de las tablas 3 y 4 se calculan las potencias máximas que va a circular por cada una de las líneas. Línea.

Símbo lo.

Caso I (Guatapé) (MW) P12 1-2:Sincé-Montería -22,01216055 P13 1-3:Sincé-Turbo 24,59216055 P23 2-3:Montería -Turbo 62,28783945 P34 3-4:turbo-Quibdó 99,38 P U3 U-3:Urrá-Tu rbo 115,38 PG4 G-4:Guatape-Quibdó xxxxxxxxx Tabla 5. Potencias de cada una de las líneas del sistema.

Caso II (Urrá) ( MW) -22,01216055 24,59216055 62,28783945 16 xxxxxxxxx 115,38

Se observa que por cada línea se obtuvieron dos potencias diferentes, una por cada escenario, se va a escoger la potencia mayor de la línea, ejemplo para el caso de la línea turbo-Quibdó se escoge la P34=99.38MW y no P34=16MW, se debe prever el caso de mayor flujo de potencia por la línea.

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Niveles de tensión de las líneas. Basados en los datos obtenidos del análisis de los flujos de potencia se pueden obtener los niveles de tensión, para estos se utiliza la formula empírica de Illarionov, la cual es: 𝑉=

1000 500 2500 + 𝐿(𝑘𝑚) 𝑃 𝑀𝑊

Con esta ecuación se puede estimar el valor de nivel de tensión que manejara cada una de las líneas del sistema, se nota en la formula que sus parámetros son la potencia que circula por ella y la longitud de la misma. En la tabla 6 se muestran los resultados de aplicar la formula de Illarionov, luego de tener estos valores se estandarizan las tensiones a las utilizadas en Colombia y reguladas por la norma NTC 1340. Línea 1-2:Sincé-Montería 1-3:Sincé-Turbo 2-3:Montería-Turbo 3-4:turbo-Quibdó U-3:Urrá-Turbo G-4:Guatape-Quibdó

Tensión Illarionov (kV) 91,75877139 98,06983168 150,1932067 192,3261198 189,6651045 201,9133661

Tensión normalizada (kV) 115 115 230 230 230 230

Tabla 6. Tensiones normalizadas de las líneas.

Corrientes nominales de las líneas. Ahora es necesario conocer cuanta corriente va a circular por cada una de las líneas, teniendo en cuenta los valores de tensión normalizada y potencias de las líneas halladas anteriormente. Asumiendo el factor de potencia mínimo, el cual es 0.9 inductivo, se calculan las corrientes por medio de la formula: 𝐼𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 = 1.25

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𝑃𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎 3𝑉𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎 cos 𝜑

Los resultados se muestran en la tabla 7. Línea 1-2:Sincé-Montería 1-3:Sincé-Turbo 2-3:Montería-Turbo 3-4:turbo-Quibdó U-3:Urrá-Turbo G-4:Guatape-Quibdó

Corrientes ajustada (kA) 0,153487039 0,171476939 0,217161237 0,34647989 0,402262525 0,402262525

Tabla 7. Corrientes de las líneas.

Parámetros de las líneas. Con el valor de las corrientes se pueden utilizar catálogos de productores de cables de alta tensión para la selección del más apropiado. Los cables a utilizar son cables AAAC y ACSR CENTELSA. Los cables AAAC CENTELSA están construidos por alambres de aleación de aluminio 6207 T81, cab leados concéntricamente. Estos cables son usado en líneas de transmisión aérea y distribución de energía eléctrica, también son usados como neutro portante para cables de distribución aérea tipo multiplex. Estos cables cumplen con las normas ASTM 8399 y N TC 2730 para cables de aleación de aluminio 6207 T81 y cableados concéntricamente y la norma IEC 61089, para los calibres designados en mm2 . Los cables ACSR CENTELSA están construidos por alambres de aluminio 1350 H19, cableados concéntricamente alrededor de un núcleo de acero recubierto de zinc clase A. el núcleo de acero puede ser un alambre o un torón de 7 o 19 alambres cableados de forma concéntrica. Estos cables son usado en líneas de transmisión aérea y distribución de energía eléctrica, también son usados como neutro portante para cables de distribución aérea tipo multiplex. Estos cables cumplen co n las normas ASTM B232 y NTC 309. Cables de aluminio con refuerzo de acero. El calibre de cable AAAC utilizado es el mostrado en la figura 10. El calibre es el denominado Greeley. Este calibre será utilizado para las líneas: Sincé-Montería, Sincé-Turbo, Montería-Turbo, Urrá-Turbo, Guatapé-Quibdó

Figura 10. Calib re de cable AAAC utilizado.

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Las líneas que va a utilizar el cable Greeley, son líneas medias, estas para ser modeladas circuitalmente necesitan el valor de la inductancia y la resistencia de la línea y el valor de la capacitancia que se origina entre el cable y la tierra. Para ello se necesitan los valores de inductancia por kilometro (L/km), resistencia por kilometro (Ω/km) y capacitancia por kilometro (C/km). El valor de la resistencia por kilometro se muestra en la figura 10, el valor de la capacitancia y la inductancia por kilometro se hallan por las siguientes formulas: 𝐿 𝑘𝑚 = 2 × 10−7 ln 𝐶𝑘𝑚 =

𝐷𝑀𝐺 𝑅𝑀𝐺

2𝜋𝜀 𝐷𝑀𝐺 ln 𝑅𝑀𝐺

𝐻 𝑘𝑚

𝐹 𝑘𝑚

Donde el RMG se encuentra en la figura 10 y el valor del DMG depende de la estructura (torre) que se valla a utilizar. Las torres a utilizar son:

Figura 11. Torre 230kV.

Figura 12. Torre 115kV.

En general el DMG se calcula con la siguiente fórmula: 𝐷𝑀𝐺 =

3

𝐿 𝐴𝐵 𝐿 𝐵𝐶 𝐿𝐴𝐶

Donde LAB, LBC y LAC son las distancias entre las líneas.

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Para la torre de 230kV el DMG es 10.835m. Para la torre de 115kV el DMG es 4.65m. Con todos estos datos se puede calcular cada uno de los parámetros de las líneas. En la tabla 8 se muestran los parámetros de cada línea media calculados. linea R (Ω) 1-2:Sincé-Montería 8,169927 1-3:Sincé-Turbo 18,323967 2-3:Montería -Turbo 10,121778 U-3:Urrá-Tu rbo 6,923595 G-4:Guatape-Quibdó 14,837973 Tabla 8. Parámetros de las líneas med ias del sistema.

L (H) 0,117286679 0,263057091 0,164764303 0,112703648 0,241535458

C (F) 8,77333E-07 1,96773E-06 9,58578E-07 6,55695E-07 1,40522E-06

Los valores en reactancias (para inductancias) y itancias (para capacitancias) son: línea R (Ω) 1-2:Sincé-Montería 8,169927 1-3:Sincé-Turbo 18,323967 2-3:Montería -Turbo 10,121778 U-3:Urrá-Tu rbo 6,923595 G-4:Guatape-Quibdó 14,837973 Tabla 9. Parámetros de las líneas med ias del sistema.

jXl (Ω) 44,2160362 99,17018698 62,11467889 42,48827431 91,05672227

jB (S) 3,31E-04 7,42E-04 3,61E-04 2,47E-04 5,30E-04

El calibre de cable ACSR utilizado es el mostrado en la figura 13. El calibre es el denominado Joree. Este calibre será utilizado para la línea: Turbo-Quibdó.

Figura 13. Calib re de cable A CSR utilizado.

La línea Turbo-Quibdó es una línea larga, por lo tanto no se puede modelar con parámetros concentrados como se hizo con las líneas medias, estas líneas se modelan con parámetros distribuidos, los cuales poseen ecuaciones diferentes que las modelan. Para hallar los valores de R, L y C por kilometro es de manera similar a lo expuesto anteriormente, pero para hallar el valor de la resistencia, la inductancia y la capacitancia de toda la línea se utilizan las siguientes formulas: 𝑍𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎 = 𝑍𝑜 sinh 𝛾𝐿

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𝑌 1 𝛾𝐿 = tanh 2 𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎 𝑍𝑜 2 Donde: 𝑍𝑘𝑚 𝑌𝑘𝑚

𝑍𝑜 =

𝛾=

𝑍𝑘𝑚 𝑌𝑘𝑚

Donde Zkm es la impedancia de la línea por kilometro y Ykm es la itancia por kilometro. Con base a las formulas anteriores se obtienen los siguientes valores. línea R (Ω) 3-4:turbo-Quibdó 7 Tabla 10. Parámetros de la línea larga del sistema.

jXl (Ω) 121,2

jB (S) 1128,85

Selección de los transformadores. Ahora es necesario calcular la potencia de los transformadores del sistema de potencia para ello es necesario conocer el lugar donde van a estar ubicados los transformadores para poderle calcular su potencia. Se necesitan 2 transformadores (uno por cada generador) que cambien la tensión de los bornes de los generador (13.8kV) a niveles de transmisió n (230kV). Se necesitan 4 transformadores (uno por cada municipio) que cambien el nivel de tensión de transmisión (230kV ó 115kV) a niveles de distribución (13.8kV), particularmente se necesita 1 transformador que cambie de 115kV a 13.8kV y 3 transformadores que cambien la tensión de 230kV a 13.8kV. Se necesitan 2 transformadores que cambien un nivel de tensión de transmisión por otro, es decir 230kV a 115kV, esto ocurre debido al cálculo de las tensiones normalizadas, el cual arroja que se requieren dos líneas con niveles de 115kV. Para tener una visión de la ubicación de los transformadores se mostrara el diagrama unifilar del sistema en la figura 14.

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Figura 14. Diagrama unifilar del sistema.

Se muestran cada uno de los parámetros (generadores, transformadores, líneas, barrajes y cargas) del sistema. Los transformadores están nombrados desde T1 hasta T8. Para calcular la potencia de cada uno de ellos se necesitan conocer la potencia que va a fluir por el lugar donde se encuentran, esto incluye la potencia que circula por cada una de las líneas y sus respectivas perdidas. Las potencias de la línea corresponden a los cálculos efectuados en el flujo de potencia del sistema. Las pérdidas de la línea corresponden a la potencia que consume la línea debido a su resistencia, inductancia y el efecto capacitivo con la tierra, estos cálculos se encuentran en los archivos anexos de este reporte. En la tabla 11 se muestran las potencias de los transformadores. Potencia de la línea. (M VA )

Perdidas de la línea. (M VA)

𝑆𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎

𝑆𝑝𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠

T1 115,38+j55.88 2.151+j52.429 SU3 T2 115.38+j55.88 4.61+j112.36 SG4 T3 16+j7.749 0 SQuibdó T4 12.5+j6.054 0 STurbo T5 24.5921 1.034+j35.030 S13 T6 84.3+j40.828 0 SMontería T7 22.0121+j10.66 0.369+j15.122 S12 T8 2.58+j1.2495 0 SSincé Tabla 11. Potencia de los transformadores . (Cosφ=0.9).

Potencia del transformador. (M VA) 1.2

𝑃

2

+

𝑄

2

191.79 247.97 21.33 16.67 64.176 140.50 40.97 3.44

Cabe resaltar que todos los cálculos efectuados se utilizan las potencias de las cargas en el año 2020, para asegurar que no se subdimensione ningún componente.

~ 24 ~

Para no sobre cargar a los transformadores se le coloco una cargabilidad del 80%. Los datos adicionales de los transformadores se encuentran en la tabla 12, datos tales como tensión en el primario, tensión en el secundario, tensión de corto circuito, corriente de circuito abierto, etc. Estos datos se tomaron con base a tablas de datos en los cuales se encuentran los parámetros de los transformadores dependiendo de su tensión nominal. TRANSFORMADORES PARAM ETRO VA LOR ELEM ENTO S (M VA ) 191,79 V1 (kV) 13,8 V2 (kV) 230 T1 Pca (kW) 130 T5 Pcc (kW) 650 Vcc (%) 11 Ica (%) 0,4 S (M VA ) 247,97 V1 (kV) 13,8 V2 (kV) 230 T2 Pca (kW) 153,75 T6 Pcc (kW) 768,748962 Vcc (%) 11 Ica (%) 0,7 S (M VA ) 21,33 V1 (kV) 230 V2 (kV) 13,8 T3 Pca (kW) 15,7 T7 Pcc (kW) 78,48 Vcc (%) 12 Ica (%) 0,65 S (M VA ) 16,67 V1 (kV) 230 V2 (kV) 13,8 T4 Pca (kW) 12,26 T8 Pcc (kW) 61,31 Vcc (%) 12,5 Ica (%) 0,57 Tabla 12. Parámetro de los transformadores del sistema. ELEM ENTO

PARAM ETRO S (M VA ) V1 (kV) V2 (kV) Pca (kW) Pcc (kW) Vcc (%) Ica (%) S (M VA ) V1 (kV) V2 (kV) Pca (kW) Pcc (kW) Vcc (%) Ica (%) S (M VA ) V1 (kV) V2 (kV) Pca (kW) Pcc (kW) Vcc (%) Ica (%) S (M VA ) V1 (kV) V2 (kV) Pca (kW) Pcc (kW) Vcc (%) Ica (%)

VA LOR 64,17 230 115 36,351087 181,755043 13 0,65 140,5 230 13,8 82,6976424 413,48 10 0,6 40,97 230 115 26,0480548 130,240274 12 0,58 3,44 115 13,8 2,53 12,65 10 0,6

Para mejorar la regulación de tensión en el sistema, se pueden manipular los taps de los transformadores. En el análisis de los flujos de potencia se utilizaron los transformadores con los siguientes taps. TRANSFORMADOR T1 T2 T3 T4 T5 T6

TAP 0 0 -1 al 2.5% -1 al 2.5% 0 -1 al 2.5%

~ 25 ~

T7 T8 Tabla 13. Parámetro de los transformadores del sistema.

-1 al 2.5%

Diagrama unifilar SEP. En la figura 14 se muestra el diagrama unifilar del sistema eléctrico de potencia. El sistema en condiciones normales solo trabaja con el generador 1, el generador 2 se mantiene desconectado del sistema hasta que ocurra una anomalía al normal funcionamiento del sistema. Los únicos elementos que no se les ha encontrado sus parámetros son los generadores, para que finalmente el sistema eléctrico de potencia que completamente determinado. Los parámetros que definen a los generadores se muestran en la tabla 14. GENERA DORES PARAM ETRO Xd (pu) Xq (pu) X'd (pu) X"d (pu) X2 (pu) potencia (MVA ) tension (kV) Xd (pu) Xq (pu) X'd (pu) X"d (pu) X2 (pu) potencia (MVA ) tension (kV)

ELEM ENTO

G1

G2

VA LOR 1,38 1,35 0,26 0,19 0,19 377,7777778 13,8 1,87 1,82 0,41 0,29 0,29 600 13,8

Tabla 14. Parámetros de los generadores.

Con los cálculos efectuados se obtuvieron todos los elementos necesarios para modelar el sistema eléctrico de potencia. El diagrama unifilar sin el generador dos se muestra en la figura 15.

~ 26 ~

Figura 15. Diagrama unifilar del sistema eléctrico de potencia.

Parámetros del sistema en por unidad. Para convertir todos los parámetros de los elementos del sistema al sistema por unidad se toma algunos datos bases, los cuales se muestran en la tabla 15. Sbase (MVA) Vbase (kV) Tabla 15. Valores base del sistema.

600 230

Con base a estos valores base se transforman los parámetros de las líneas, de los transformadores y de las cargas. En las tablas siguientes se mostrara el sistema en por unidad. ELEM ENTO

G1

G2

GENERA DORES PARAM ETRO

VA LOR

Xd (pu) Xq (pu) X'd (pu) X"d (pu) X2 (pu) potencia (pu) tension (pu) Xd (pu) Xq (pu) X'd (pu) X"d (pu) X2 (pu)

2,191764706 2,144117647 0,412941176 0,301764706 0,301764706 0,62962963 1 1,87 1,82 0,41 0,29 0,29

~ 27 ~

potencia (pu) tension (pu)

1 1

Tabla 16. Parámetros de los generadores en por unidad. LINEAS PARAM ETRO Zserie (pu) L1 Zparalelo (pu) tension (pu) Zserie (pu) L2 Zparalelo (pu) tension (pu) Zserie (pu) L3 Zparalelo (pu) tension (pu) Zserie (pu) L4 Zparalelo (pu) tension (pu) Zserie (pu) L5 Zparalelo (pu) tension (pu) Zserie (pu) L6 Zparalelo (pu) tension (pu) Tabla 17. Parámetros de las líneas en por unidad. ELEM ENTO

R 0,07852849 0 0,16829459 0 0,078577 48090,7372 0,11480278 0 0,37065831 0 0,8313331 0

TRANSFORMADORES PARAM ETRO VA LOR ELEM ENTO S (pu) 0,293016826 V1 (pu) 1 T1 V2 (pu) 1 T5 R 0,010602295 jXl 0,343957942 S (pu) 0,378854791 V1 (pu) 1 T2 V2 (pu) 1 T6 R 0,007500852 jXl 0,266047267 S (pu) 0,032592593 V1 (pu) 1 T3 V2 (pu) 1 T7 R 0,000372473 jXl 0,012144289 S (pu) 0,025462963 V1 (pu) 1 T4 V2 (pu) 1 T8 R 0,000476762 jXl 0,016192983 Tabla 18. Parámetros transformadores en por unidad. ELEM ENTO

~ 28 ~

JXl, jXc, V 0,48190859 22,9420528 1 1,03277946 10,7050661 1 1,37467 12,8035917 1 0,70451432 15,6930415 1 2,00602055 68,5851258 1 4,49921453 30,5793757 1

PARAM ETRO S (pu) V1 (pu) V2 (pu) R jXl S (pu) V1 (pu) V2 (pu) R jXl S (pu) V1 (pu) V2 (pu) R jXl S (pu) V1 (pu) V2 (pu) R jXl

VA LOR 0,098047779 1 1 0,00661946 0,303776347 0,171722222 1 1 4,52443E-05 0,001536701 0,062594861 1 1 0,011638033 0,439179019 0,005255556 1 1 0,002309894 0,062748196

P (pu) Q (pu) P (pu) Monteria Q (pu) P (pu) Turbo Q (pu) P (pu) Quibdo Q (pu) Tablas 19. Cargas de los mun icip ios en por unidad. Since

0,0043 0,002082585 0,1405 0,068047256 0,020833333 0,010090044 0,026666667 0,012915256

6. Comportamiento del SEP en régimen de estado estable. Con el sistema eléctrico de potencia diseñado por completo se procede a simularlo para poder analizar que tan viable técnicamente hablando es. Para tal fin es necesario el software DigSilent el cual permite simular el comportamiento de cada uno de los elementos del sistema bajo una carga determinada, permite ver las tensiones en cada uno de los barrajes y las pérdidas de potencia debidas a las líneas y a otros elementos como los transformadores, así como las la potencia que realmente se transmite en el sistema. Se realizaron 24 horas de simulación por año esto es en total 240 simulaciones, las cuales nos muestran cómo se comporta el sistema. Se puede observar una relación lineal en el crecimie nto de las pérdidas a medida que aumenta la carga, basados en este análisis se puede predecir cuantas perdidas obtendrá el sistema sin requerir exclusivamente de las simulaciones de cada uno de los años en el cual el sistema es analizado. Por esto para los años 2016, 2017 y 2018, se probó esta hipótesis, hallando sus pérdidas tomando como referencia los años que si se analizaron por medio del software Digsilent. Para la potencia transmitida se efectuó un análisis similar en el cual partiendo de la relación lineal en el aumento de dicha potencia se pudo predecir el valor que tomaría en los años 2016, 2017 y 2018. En la figura 16 se muestra como aumentan las perdidas a medida que transcurren los años.

~ 29 ~

pérdidas de potencia por año 6000

5000 4000 3000

2000 1000 0 2010

2012

2014

2016

2018

2020

pérdidas de potencia por año Figura 16. Pérdidas de potencia por año en el sistema eléctrico de potencia diseñado.

En la figura 17 se muestra como aumenta la cantidad de energía transmitida por año en el SEP.

potencia transmitida en el SEP por año 1000000

800000 600000 400000 200000 0

2010

2012

2014

2016

2018

2020

potencia transmitida en el SEP por año Figura 17. Potencia transmit ida por año en el sistema eléctrico de potencia diseñado.

Con la realización de las simulaciones se puede concluir lo siguiente:  Con el aumento de la carga año a año, aumenta el valor de la regulación de tensión, esto se debe a que mayor flujo de potencia circula por la líneas provocando caídas de tensión mayores en las líneas, para co ntrarrestar este efecto de aumento de carga se pueden manipular los taps de los transformadores para mejorar la regulación.

~ 30 ~





Al aumentar la carga año a año aumentan las pérdidas de potencia en las líneas, debido al aumento de la corriente que consume la carga, se debe pronosticar cuanta perdidas se pueden tener en un tiempo determinado, para ver si son aceptables en comparación con la potencia transmitida. Para evitar sobrecargas en elementos tales como líneas y transformadores se pueden colocar elementos en paralelo para repartir la carga y evitar posibles daños por sobrecarga.

7. Comportamiento del SEP en régimen de falla. Ya se analizo el sistema en estado estable, bajo esta condición los puntos de interés a analizar eran la regulación de tensión en cada uno de los barrajes y las pérdidas de potencia en el sistema. Es importante conocer también como se comportara el sistema bajo estados que lo colocan en una condición de inestabilidad, como es el caso de las fallas debidas a sobrecorriente, este tipo de fallas nos permiten estimar el valor de las protecciones que ayudaran a proteger el sistema.

barraje

Monofásico (fase A) U -89.09 T5 0 T3 -32.89 T4 -32.89 T6 -38.46 T8 -31.87 T1 -45.07 T -45.07 Q -45.07 M -46.2 T7 0 S 0 Tabla 20. Ejemplo de corrientes de

Corrientes de falla(kA) Bifásico (fases Bifásico+tierra Trifásico B-C) (fases B-C-T) (fases A-B-C) -178.64/1.36 151.42/30.91 80.31 -173.77/6.23 -173.77/6.23 1.84 -177.29/2.71 -178.61/4.14 5.76 -177.82/2.18 -179.10/3.56 4.6 -171.56/8.44 -175.13/12.63 13.77 -179.49/0.51 179.56/1.51 1.34 -177.05/8.95 -177.1/2.95 2.35 -171.05/8.95 -171.09/9 1.4 -171.05/9.78 -171.09/9 1.4 -170.22/6.53 -170.28/9.84 1.08 -173.47/6.53 -173.47/6.53 1.33 -173.72/6.28 -173.22/6.28 1.82 falla en el SEP. (Año 2010, hora 0)

La corriente de falla de mayor amplitud en todos los casos, es la que ocurre en el barraje “U” el cual es el barraje de la generadora Urrá, como era de esperarse, la mayor corriente sucedió cerca de la fuente alimentación, debido a que la corriente observa una baja impedancia en este punto. A medida que se aleja de la fuente de

~ 31 ~

alimentación las corrientes de falla tienden a disminuir, dependiendo en gran medida de las conexiones que posean los transformadores. Este tipo de análisis es de suma importancia para el dimensionamiento de las protecciones a utilizar en el sistema.

8. Confiabilidad. Los sistemas eléctricos de potencia no están disponibles las 24 horas del dia, los 7 días a la semana. Es de esperar que este no esté disponible ya sea por mantenimiento o por qué ha ocurrido una falla. Es por esto se requiere estimar cuanto es el tiempo en el cual el sistema se no se va a encontrar disponible y cual es la frecuencia de ocurrencia de este hecho. En la tabla 21 se muestran los tiempos de falla y mantenimiento y las frecuencias de falla y mantenimiento, de los diferentes elementos que conforman el sistema.

Tabla 21. Indicadores de confiabilidad.

~ 32 ~

De acuerdo a la tabla se pueden calcular la indisponibilidad de cada uno de los elementos del sistema. La indisponibilidad se calcula de la siguiente manera: 𝑞 = 𝜔𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎 𝑡𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎 + 𝜔𝑚𝑛𝑡𝑡𝑜 𝑡𝑚𝑛𝑡𝑡𝑜 El valor de q es un dato probabilístico, el cual su complemento es la disponibilidad, la cual se calcula así: 𝑝 =1−𝑞 En la tabla 22 se muestra la indisponibilidad y la disponibilidad de cada uno de los elementos del sistema. elemento q (%) p (%) elemento T1 0,51141553 99,4885845 Barraje1 T2 0,51141553 99,4885845 Barraje2 T3 3,99543379 96,0045662 Barraje3 T4 3,99543379 96,0045662 Barraje4 T5 3,99543379 96,0045662 Barraje5 T6 3,99543379 96,0045662 Barraje6 T7 2,73972603 97,260274 Barraje7 T8 2,73972603 97,260274 Barraje8 L1 0,32406221 99,6759378 Barraje9 L2 0,72682477 99,2731752 Barraje10 L3 0,40148288 99,5985171 Barraje11 L4 0,89618037 99,1038196 Barraje12 L5 0,22547272 99,7745273 Barraje13 L6 0,48321112 99,5167889 Barraje14 Tabla 22. Indisponibilidad y disponibilidad de los elementos del sep .

q (%) 0,21689498 0,21689498 0,21689498 0,21689498 0,21689498 0,21689498 0,21689498 0,21689498 0,21689498 0,21689498 0,21689498 0,21689498 0,21689498 0,21689498

p (%) 99,783105 99,783105 99,783105 99,783105 99,783105 99,783105 99,783105 99,783105 99,783105 99,783105 99,783105 99,783105 99,783105 99,783105

En conclusión, cada elemento aporta un factor de confiabilidad al sistema en general, dependiendo si estos elementos se encuentran en serie o en paralelo.

9. Presupuesto. Hasta ahora el análisis del proyecto se ha centrado en sus consideraciones técnicas, es por esto que es necesario analizar los costos del proyecto. Es de suma importancia conocer el presupuesto del diseño del sistema eléctrico debido a que este es la mayor restricción a la hora de construirlo. Para conocer los precios de cada uno de los elementos se remitió a la resolución de la CREG 011 de 2009, la cual muestra tablas de precios de los elementos que conforman el sistema de potencia. Para el caso del sistema de potencia diseñado se muestran los precios de sus elementos en la tabla 23.

~ 33 ~

ELEM ENTO Km de línea 1 circuito. Bahía de línea Bahía transformador Modulo barraje

VA LOR UNITTA RIO (pesos)

VIDA UTIL (años)

CANTIDA D

VA LOR (pesos)

$ 285.994.000,00 $ 2.235.080.000,00

40 30

957,72 6

$ 273.902.173.680,00 $ 13.410.480.000,00

$ 1.694.181.000,00 $ 290.354.000,00

30 30

8 14 total

$ 13.553.448.000,00 $ 4.064.956.000,00 $ 304.931.057.680,00

Tabla 23. Costo de los elementos del proyecto.

Se puede observar que el proyecto de interconexión de los municipios tiene un valor de 304.931.mil millones de pesos. Bajo este resultado para que el sistema retorne la inversión puesta en el, se requiere que durante los 10 años de análisis el precio del kWh transmitido sea de 45 pesos. En la tabla 24 se muestran las pérdidas y las ganancias en pesos de los años de análisis. año pérdidas totales por año ganancias totales por año 2010 $ 88.202.250,00 $ 23.656.106.250,00 2011 $ 97.893.000,00 $ 24.796.658.250,00 2012 $ 106.762.500,00 $ 25.973.838.000,00 2013 $ 113.989.500,00 $ 26.233.845.750,00 2014 $ 125.815.500,00 $ 27.426.136.500,00 2015 $ 137.805.750,00 $ 28.740.300.750,00 2016 $ 149.754.937,50 $ 30.037.414.008,85 2017 $ 163.501.750,00 $ 31.517.800.693,30 2018 $ 185.464.184,21 $ 32.948.466.433,18 2019 $ 216.580.050,00 $ 34.512.559.367,83 2020 $ 218.773.858,70 $ 35.820.060.436,99 TOTA L $ 1.604.543.280,41 $ 321.663.186.440,15 TOTA L USD $ 802.271,64 $ 160.831.593,22 Tabla 24. Pérd idas y ganancias en pesos del sistema eléctrico de potencia.

~ 34 ~

10.

Conclusiones.

Con base al protocolo de diseño y análisis anteriormente expuesto acerca de los sistemas eléctricos de potencia se puede concluir lo siguiente: Para el diseño del sistema eléctrico se debe conocer muy bien a los municipios a interconectar, esto incluye actividad económica, potencia demandada y planes de proyección y desarrollo. Es necesario conocer el futuro de los municipios, basándose en los planes de expansión nacional y departamental, y con base a esto estima r las demandas de potencia a mediano y largo plazo. Con base a la distribución geográfica y al nivel de importancia de los municipios se diseña la interconexión para asegurar confiabilidad en la transmisión de la energía eléctrica. Se debe calcular las potencias que fluirán por las líneas basándose en la interconexión y con esta se calculan la tensión y la corriente nominal de cada una de las líneas del sistema, es de suma importancia calcular muy bien cada uno de los parámetros de las líneas, con base a la máxima carga de proyección, esto para asegurar el buen funcionamiento del sistema y para evitar sobrecargas en los elementos, luego de poseer los parámetros que describen la línea se puede calcular la potencia de los transformadores que se utilizaran, debido a que se debe tener en cuenta no solo la potencia trasmitida efectiva hacia las cargas, sino también la energía que se pierde en la transmisión. Para tener conocimiento del comportamiento del sistema se hace útil el uso de software computacionales, los cuales introduciéndole los parámetros obtenidos del diseño, nos permita concluir si un sistema es físicamente posible o si su funcionamiento técnico es optimo. Estos softwares no se basan en soluciones analíticas debido a la no linealidad de las funciones de potencia activa y reactiva del sistema de potencia. Estos sistemas de ecuaciones no lineales solo pueden ser resueltos por medio de métodos numéricos, los cuales hallan la solución del sistema de ecuaciones numéricamente, bajo un error preestablecido, el software utilizado con el fin de predecir el comportamiento del sistema eléctrico antes de ser construido es DigSilent, este nos permita simular el comportamiento del sistema bajo diversas cargas, los resultados que se obtengan de las simulaciones son herramientas valiosas a la hora de analizar el sistema a fin de mejorar puntos débiles que este posea. También es posible realizar análisis en situaciones en las cuales el SEP se encuentra bajo una condición de inestabilidad a causa de fallas debidas a sobrecorrientes, con estos análisis se puede mejorar el sistema volviéndolo invulnerable ante daños debidos a sobrecorriente.

~ 35 ~

No se puede realizar ningún tipo de diseño si no se tiene presentes las normas que los regulan, es por esto que el conocimiento de estas es de suma importancia para el diseñador que crea con base a su experiencia y conocimiento los sistemas eléctricos de potencia. Es por estos que antes de proceder a diseñar el sistema eléctrico de potencia es necesario conocer, las normas que regulan el sector eléctrico en general, el gobierno colombiano le delega la función de regulador y supervisor a la Comisión de Regulación de Gas y Energía (CREG).

11.    

Anexos.

Archivos en Excel con memorias de cálculo. Archivo .dzl con sistema eléctrico de potencia d iseñado. Archivos con simulaciones en DigSilent. Presentación en power point para exposición del sistema.

~ 36 ~

12.

Bibliografía.

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