Optimización del Proyecto de Conversión de la Red de ...

INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE M ONTERREY

CAMPUS MONTERREY

DIVISIÓN DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

PROGRAMA DE GRADUADOS EN INGENIERÍA

Optimización del Proyecto de Conversión de la Red de Distribución

Aérea a Subterránea de Xicotepec de Juárez.

TESIS

PRESENTADA COMO REQUISITO PARCIAL PARA OBTENER EL GRADO

ACADÉMICO DE:

MAESTRO EN CIENCIAS EN INGENIERÍA ENERGÉTICA

ELABORADA POR:

JOSÉ JUÁREZ FERRER

MONTERREY, N. L. DICIEMBRE DE 2008

ii

INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE M ONTERREY

CAMPUS MONTERREY

DIVISIÓN DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

PROGRAMA DE GRADUADOS EN INGENIERÍA

Los miembros del Comité de Tesis recomendamos que la presente Tesis del Ingeniero José

Juárez Ferrer sea aceptada como requisito parcial para obtener el grado académico de:

Maestro en Ciencias en Ingeniería Energética

Especialidad en Eléctrica

Comité de Tesis:

______________________________ M. C. Enrique Luís Cervantes Jaramillo

Asesor

______________________________ ____________________________ Dr. Armando Rafael Llamas Terrés Dr. Federico Angel Viramontes Brown

Sinodal Sinodal

Aprobado:

_____________________________ Dr. Joaquín Acevedo Mascarúa

Director de Investigación y Posgrado Diciembre, 2008

iv

AGRADECIMIENTOS

A todas las personas que contribuyeron en la elaboración de este documento, en especial a:

Dr. Federico Ángel Viramontes Brown

Dr. Armando Rafael Llamas Terrés

M.C. Enrique Luís Cervantes Jaramillo

Por su valiosa asesoría y enseñanza

A mi familia:

Por su confianza y cariño

A Comisión Federal de Electricidad:

Por el apoyo constante en mi desarrollo profesional.

V

RESUMEN

El objetivo primordial de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) es proporcionar un

servicio de energía eléctrica de calidad a los usuarios, al costo más bajo posible. En la Zona de

Distribución Poza Rica (ZDPR), las instalaciones del sistema de distribución con las que se

cuenta son en su gran mayoría aéreas, lo cual ha sido ocasionado en gran parte debido al alto

costo de la construcción de las instalaciones subterráneas. Anualmente durante los meses de julio

a octubre se presenta en la ZDPR la incidencia de nortes, frentes fríos y con cierta periodicidad

durante los meses de agosto a octubre huracanes sobre las instalaciones eléctricas aéreas; además

de la presencia de contaminación salina por encontrarse cercana a la costa.

Lo anterior provoca que se tenga daños repetitivos en las instalaciones aéreas, altos costos

por mantenimiento preventivo y correctivo, afectación a la continuidad del servicio de energía

eléctrica y deterioro en imagen de la CFE ante los usuarios. Por la problemática expuesta

anteriormente, mediante este trabajo de tesis se pretende implementar en la ZDPR la construcción

de instalaciones subterráneas que sean a un costo óptimo, así como también la optimización en el

costo del proyecto de conversión aéreo a subterráneo, de todas aquellas instalaciones aéreas que

se encuentren próximas al término de su vida útil.

Como resultado de este trabajo de tesis se obtuvo un proyecto que tan solo es superior en

costo en un 35 % con respecto a la construcción en un sistema aéreo y con un 34 % menos del

costo de la opción subterráneo base, logrando de esta forma optimizar los costos del proyecto

subterráneo al minimizar las instalaciones de la opción subterráneo base, la cual se proyecta con

sobredimensionamiento en las instalaciones siguientes: Ductos de reserva en media tensión,

ductos de reserva en baja tensión, cantidad de conductor de reserva en media y baja tensión,

registros de media y baja tensión adicionales, registros con base para transformadores de

pedestal, conectores múltiple de media tensión con vías adicionales y el trazo innecesario de la

instalaciones, todo lo cual provoca que el proyecto sea costoso.

VI

ÍNDICE

Capítulo Página DEDICATORIA. III

AGRADECIMIENTOS. IV RESUMEN. V 1. INTRODUCCIÓN 1

1.1 Descripción de la Zona de Distribución Poza Rica. 1

1.2 Definición del problema. 4

1.3 Objetivo. 8

1.4 Alcance. 8

1.5 Metodología. 9

1.5.1 Obtención de información. 9

1.5.2 Análisis de la información. 10

1.5.3 Propuesta de proyecto. 10

2. CONFIABILIDAD EN UN SISTEMA AÉREO Y EQUIPOS QU E 11

CONSTITUYEN UN SISTEMA SUBTERRÁNEO

2.1 Costos por interrupción del servicio eléctrico al usuario y energía dejada de 12

vender en un sistema aéreo.

2.1.1 Valor para el usuario de la disponibilidad de la potencia. 12

2.1.2 Valor de la confiabilidad y el costo para tenerla. 12

2.1.3 Costo de las interrupciones. 15

2.2 Costos por mantenimiento normal y en desastres del sistema eléctrico aéreo. 16

2.3 Equipos a utilizar en un sistema subterráneo. 18

2.3.1 Tipos de sistemas aplicables a instalaciones subterráneas. 18

2.3.2 Tipos de configuraciones aplicables a instalaciones subterráneas. 20

2.3.2.1 Media tensión. 20

2.3.2.2 Baja tensión. 25

2.3.3 Descripción de equipos a utilizar en un sistema subterráneo. 27

2.3.3.1 Transformador tipo pedestal. 27

2.3.3.2 Seccionador tipo pedestal. 29

2.3.3.3 Registro de baja tensión en banqueta tipo 1. 30

VII

2.3.3.4 Registro de baja tensión en arroyo tipo 1. 30

2.3.3.5 Registro de baja tensión en banqueta tipo 2. 31

2.3.3.6 Registro de baja tensión en arroyo tipo 2. 31

2.3.3.7 Registro de baja tensión cruce de calle tipo 1. 32

2.3.3.8 Registro de baja tensión cruce de calle tipo 2. 33

2.3.3.9 Registro de baja tensión en banqueta para servicios compartidos 33

Tipo 1.

2.3.3.10 Registro de baja tensión en arroyo para servicios compartidos 34

Tipo 1.

2.3.3.11 Registro de baja tensión en banqueta para servicios compartidos 34

Tipo 2.

2.3.3.12 Registro de baja tensión en arroyo para servicios compartidos 35

Tipo 2.

2.3.3.13 Registro de media tensión tipo 3 en terreno normal. 35

2.3.3.14 Registro de media tensión tipo 3 en terreno con nivel freático 36

muy alto o rocoso.

2.3.3.15 Registro de media tensión tipo 4 en terreno normal. 36

2.3.3.16 Registro de media tensión tipo 4 en terreno con nivel freático 37

muy alto o rocoso.

2.3.3.17 Registro de media tensión tipo 4 con tapa cuadrada. 38

2.3.3.18 Conector múltiple en media tensión. 39

2.3.3.19 Terminal termocontráctil de media tensión. 39

2.3.3.20 Conector múltiple para baja tensión. 40

2.3.3.21 Indicador de falla. 40

2.3.3.22 Ductos. 41

2.3.3.23 Conectores aislados separables. 43

2.3.3.24 Cables de potencia. 44

3. DESARROLLO DEL PROYECTO 47

3.1 Levantamiento de la red actual. 47

3.2 Obtención de las pérdidas del sistema aéreo. 48

3.3 Cálculo de los conductores de baja y media tensión del proyecto optimizado. 49

3.3.1 Cálculo de los conductores de baja tensión. 49

VIII

3.3.2 Cálculo del conductor primario para el sistema monofásico 1f-2h 23 kV 50

subterráneo.

3.4 Selección de materiales y equipos a utilizar en el proyecto optimizado. 51

3.5 Elaboración de opciones de proyecto. 52

3.5.1 Proyecto aéreo. 52

3.5.2 Proyecto base subterráneo. 54

3.5.3 Proyecto optimizado subterráneo. 56

3.5.3.1 Plano de obra civil. 56

3.5.3.2 Plano del sistema de media tensión. 57

3.5.3.3 Plano del sistema de baja tensión. 58

3.5.3.4 Plano del área de influencia del transformador E3. 59

3.5.3.5 Plano de distribución de acometidas para usuarios alimentados en 60

baja y media tensión.

3.6 Obtención de pérdidas del sistema subterráneo propuesto optimizado. 61

3.7 Obtención del presupuesto de las opciones del proyecto. 62

3.8 Evaluación económica del proyecto y selección de la mejor 63

alternativa.

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 69

4.1 Conclusiones. 69

4.2 Recomendaciones. 70

BIBLIOGRAFÍA 71

IX

INDICE DE FIGURAS Número Descripción Página 1.1 Ubicación geográfica de la zona de distribución Poza Rica, de la división de 2

distribución oriente, de la comisión federal de electricidad.

1.2 Cantidad de línea aérea y subterránea instalada al 2008 en la zona Poza Rica. 4

1.3 Incidencia de tormentas y huracanes en la zona Poza Rica período 1998-2007. 5

1.4 Trayectoria del Huracán Lorenzo en la zona Poza Rica septiembre 2007. 6

1.5 Tiempo de interrupción anual normal y con contingencia del servicio. 7

eléctrico a los usuarios en el período 1998-2007 en la zona Poza Rica.

2.1 El costo para los usuarios de la confiabilidad. 12

2.2 El costo para el suministrador de la confiabilidad. 13

2.3 Suma de los dos costos formando una curva de costo total contra confiabilidad. 14

2.4 Daños en la línea secundaria del área de distribución Xicotepec. 16

2.5 Configuración en anillo operación radial con una fuente de alimentación. 20

2.6 Configuración en anillo operación radial con dos fuentes de alimentación, 21

conectando las fuentes a un mismo equipo o accesorio de la red.

2.7 Configuración en anillo operación radial con dos fuentes de alimentación, 22

conectando las fuentes a diferentes equipos o accesorios de la red

2.8 Configuración en anillo operación radial con tres fuentes de alimentación, 23

conectando las fuentes a un mismo equipo de la red

2.9 Sistema de alimentación selectiva con dos fuentes de alimentación. 24

2.10 Sistema de alimentación radial en media tensión. 24

2.11 Sistema de configuración radial en baja tensión. 25

2.12 Transformador pedestal tipo radial. 28

2.13 Transformador pedestal tipo anillo. 28

2.14 Seccionador tipo pedestal. 29

2.15 Registro de baja tensión en banqueta tipo 1. 30

2.16 Registro de baja tensión en arroyo tipo 1. 30

2.17 Registro de baja tensión en banqueta tipo 2. 31

2.18 Registro de baja tensión en arroyo tipo 2. 31

2.19 Registro de baja tensión cruce de calle tipo 1. 32

2.20 Registro de baja tensión cruce de calle tipo 2. 33

X

2.21 Registro de baja tensión en banqueta para servicios compartidos tipo 1. 33

2.22 Registro de baja tensión en arroyo para servicios compartidos tipo 1. 34

2.23 Registro de baja tensión en banqueta para servicios compartidos tipo 2. 34

2.24 Registro de baja tensión en arroyo para servicios compartidos tipo 2. 35

2.25 Registro de media tensión tipo 3 terreno normal. 35

2.26 Registro de media tensión tipo 3 en terreno freático muy alto o rocoso. 36

2.27 Registro de media tensión tipo 4 en terreno normal. 36

2.28 Registro de media tensión tipo 4 en terreno con nivel freático muy alto o 37

rocoso.

2.29 Registro de media tensión tipo 4 con tapa cuadrada. 38

2.30 Conector múltiple en media tensión de 4 vías. 39

2.31 Terminal termocontráctil. 39

2.32 Conector múltiple para baja tensión. 40

2.33 Indicador de falla. 40

2.34 Tubo polietileno alta densidad corrugado (PAD). 41

2.35 Tubo polietileno alta densidad liso (PAD). 42

2.36 Conectores tipo codo de 600 A. 43

2.37 Conectores tipo codo de 200 A. 43

2.38 Cable aislado de baja tensión. 44

2.39 Cable aislado de media tensión. 45

3.1 Instalaciones actuales aéreas del área del proyecto subterráneo. 47

3.2 Propuesta del proyecto aéreo. 53

3.3 Propuesta de proyecto base subterráneo. 55

3.4 Obra civil de la propuesta optimizada subterránea. 56

3.5 Obra de media tensión de la propuesta optimizada subterránea. 57

3.6 Instalación de baja tensión de la propuesta optimizada subterránea. 58

3.7 Área de influencia del transformador E3 del proyecto optimizado subterráneo. 59

3.8 Acometidas secundarias y primarias subterráneas del proyecto optimizado 60

subterráneo.

3.9 Flujos en condición de servicio normal. 64

3.10 Flujos en condición de contingencia anual. 66

3.11 Flujos en condición de contingencia extraordinaria. 68

XI

INDICE DE TABLAS Numero Descripción Página 1.1 Principales municipios y poblaciones de la zona de distribución Poza Rica 1

1.2 Datos básicos de la zona de distribución Poza Rica. 3

2.1 Costos por mantenimiento normal y desastres en la red de distribución de 17

la zona de distribución Poza Rica en el período 2005-2007.

2.2 Costos por mantenimiento normal y desastres en el área del proyecto subterráneo,

en el período 2005-2007. 17

2.3 Ventajas y desventajas de las configuraciones de baja y media tensión 26

en sistemas subterráneos.

3.1 Regulación y pérdidas de potencia de la red aérea actual. 48

3.2 Relación de conductores de baja tensión del proyecto optimizado. 49

3.3 Regulación y pérdidas de potencia de la red del proyecto aéreo. 52

3.4 Caída de tensión y pérdidas de potencia proyecto base subterráneo. 54

3.5 Caída de tensión y pérdidas en los transformadores de la red subterránea 61

propuesta optimizada.

3.6 Presupuesto de las opciones de proyecto. 62

3.7 Resultados de la evaluación económica de las opciones del proyecto en $/Año, en 63

condición normal.

3.8 Resultados de la evaluación económica de las opciones del proyecto en VP, en 64

condición normal.


condición de contingencia anual.


condición de contingencia anual.


condición de contingencia extraordinaria.


condiciones de contingencia extraordinaria.

3.13 VP del costo total de la evaluación económica de las tres opciones del proyecto. 69

1

1. INTRODUCCIÓN

1.1 DESCRIPCIÓN DE LA ZONA DE DISTRIBUCIÓN POZA RIC A.

La Zona de Distribución Poza Rica (ZDPR) pertenece a la División de Distribución Oriente

(DDO), de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), se encuentra situada al norte del estado de

Veracruz, atiende usuarios de las poblaciones de los estados de Veracruz y Puebla. En la Tabla 1.1

se enuncian los municipios y principales poblaciones que atiende la ZDPR y en la Fig. 1.1 se

presenta su ubicación geográfica.

Tabla 1.1 Principales Municipios y Poblaciones de la Zona de Distribución Poza Rica.

ESTADO MUNICIPIO POBLACIÓN

POZA RICA POZA RICA, TRES FLORES

COATZINTLA COATZINTLA, TRONCONES, CORRALILLOS, LA LAJA, LA ORTIGA

TIHUATLÁN SAN MUGUEL MECATEPEC, EL PALMAR,,PLAN DE AYALA, TOTOLAPA,

PAPANTLA PAPANTLA, EL VOLADOR, ZOMBRERETE, CARISTAY, CARRIZAL,

CAZONES CAZONES DE HERRERA, LA UNION, LA ENCANTADA, CABELLAL, LA BARRA

TUXPAN TUXPAN, SANTIAGO DE LA PEÑA, COBOS, SAN MARCOS, LINDERO.

TAMIAHUA EL IDOLO, FCO. I MADERO, EL AGUACATAL, MAJAHAU

CHICONTEPEC CHICONTEPEC, SASALTILA, AHUATENO, IXCACUATITLA, AHUIMOL.

TANTOYUCA LA ESPERANZA, STA. CLARA, SAN JERONIMO, SANTA RITA.

CERRO AZUL CERRO AZUL, JUAN FELIPE, TAMALINILLO, FRACCIONAMIENTO EL SACRIFICIO

TEMAPACHE EL MANTE, TEMAPACHE, CHALAHITE, POTRERO DE LLANO, ALAZAN.

G. ZAMORA G. ZAMORA, SANTA ROSA EL COCO, LOMAS CHICAS, EL OJITE.

TECOLUTLA TECOLUTLA, CAÑADA RICA, 5 DE MAYO, BOCA DE LIMA, PASO REAL.

ÁLAMO ALAMO TEMAPACHE, MONTES DE OCA, LA UNION, JARDIN VIEJO.

CASTILLO DE TEAYO LIMA VIEJA, AMERICA CHICA, PALMA NUEVA TEAYO, STA CRUZ TEAYO

IXHUATLÁN DE MADERO IXHUATAN DE MADERO, LLANO DE ENMEDIO, COATAL, ZAPOTAL.

VERACRUZ

COYUTLA LOMAS DE COYUTLA, COYUTLA, CRUZ VERDE, SAN ANDRESITO.

XICOTEPEC XICOTEPEC DE JUAREZ, ATEQUEXQUITLA XICOTE, GILBERTO CAMACHO

PANTEPEC TLAXCALANTONGO, OCOMANTLA, AHUXINTITLA, EL TEPETATE, EL JONOTE

ZIHUATEUTLA LA LAGUNA, ZIHUATEUTLA, TENANGUITO, LA FLORIDA, TRANCA DE FIERRO

TLAOLA TLAOLA, YETLA, TLALTEPANGO, CUTZONTIPA, XALTEPUXTLA

FCO. ZETA MENA LA MINA, LA ESPERANZA, PLAN DE ARROYO, CERRO LABERINTO.

PUEBLA

VENUSTIANO CARRANZA VENUSTIANO CARRANZA, VILLA LAZARO CARDENAS, LAS PALMITAS.

2

PUEBLA

OAXACA

ZONA TEZIUTLAN

ZONA

ZONA PAPALOAPAN ZONA

LOS TUXTLAS

ZONA COATZACOALCOS

ZONA XALAPA

ZONA CORDOBA

GOLFO DE MEXICO GOLFO DE MEXICO

ZONA ZONA POZA RICA

ORIZABA ZONA VERACRUZ

ZONA XALAPA

ZONA CORDOBA ZONA VERACRUZ

ZONA XALAPA

ZONA CORDOBA

GOLFO DE MEXICO GOLFO DE MEXICO

ZONA VERACRUZ

ZONA XALAPA

ZONA CORDOBA

UBICACIÓN GEOGRÁFICA

En la Fig. 1.1 se presenta la zona geográfica de distribución Poza Rica, de la División de

Distribución Oriente, de la Comisión Federal de Electricidad.

Figura. 1.1 Ubicación Geográfica de la Zona de Distribución Poza Rica, de la División de

Distribución Oriente, de la Comisión Federal de Electricidad.

3

La ZDPR atiende una superficie de 12 750 km², alimenta al mes de julio del 2008 un total de

368 348 usuarios, de los cuales 366 893 son en baja tensión, 1 449 en media tensión y 6 en alta

tensión. Por medio de 8 áreas de distribución, 13 agencias comerciales, 17 subestaciones,

360.1MVA de capacidad instalada, 204,4MW de demanda máxima coincidente, 27 líneas de alta

tensión y 67 circuitos de distribución. En la Tabla 1.2 se presentan los datos básicos de la zona de

distribución Poza Rica al mes de julio de 2008.

Tabla 1.2 Datos Básicos de la Zona de Distribución Poza Rica

Número de subestaciones 17

Número de bancos de transformación20

Capacidad de transformación en subestaciones360.1

Número de líneas de AT 27Longitud de líneas de AT 701.64

Número de Circuitos de media tensión 67

Longitud de líneas aéreas en media tensión5653.00

Longitud de líneas subterráneas en media tensión km 13

Número de transformadores MT/BT red aérea de distribución CFE 14682

Número de transformadores MT/BT red subterránea de distribución CFE 54

Longitud de línea aérea en BT 4415.00Longitud de línea subterránea en BT km 3.6

Superficie geográfica atendida 12700 KM 2

Número de usuarios en AT y MAT 6Número de usuarios en MT 1449Número de usuarios totales 368343

Demanda máxima coincidente en subestaciones de distribución mw 204.42

Tasa de crecimiento de usuarios 2002-2007 3.70Tasa de crecimiento de demanda 2008-2017 3.30

Agencia comerciales 13Areas de distribucion 8

DATOS BASICOS ZONA POZA RICA JULIO 2008

4

*

LINEA AEREA Y SUBTERRÁNEA ZDPR 2008

KM

0500

1000150020002500300035004000450050005500600065007000

SISTEMA AEREO 5653 4415SISTEMASUBTERRANEO

13 3,6

LINEA MEDIA TENSION KM

LINEA BAJA TENSION KM

1.2 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA.

En la ZDPR las instalaciones del sistema de distribución con las que se cuenta son en su

gran mayoría aéreas. Actualmente se tienen 5 653 km de líneas aéreas de media tensión (99,77%),

4 415 km de líneas aéreas de baja tensión (99,91%), 13 km de líneas subterráneas trifásicas de

media tensión (0,23%), 3,6 km de líneas subterráneas monofásicas de baja tensión (0,09%). En la

Fig. 1.2 se presenta un diagrama de barras comparando la cantidad de línea aérea y subterránea en

media y baja tensión actualmente instalada en la ZDPR. Esto ha sido ocasionado por una parte

debido al alto costo de la construcción de las instalaciones subterráneas y por otra parte debido a

que por tratarse de una región petrolera, existen ductos subterráneos de la empresa Petróleos

Mexicanos en la mayor parte del centro de las ciudades a las cuales la ZDPR les proporciona el

servicio de energía eléctrica [13].

Figura 1.2 Cantidad de línea aérea y subterránea instalada al 2008 en la Zona Poza Rica.

5

AFECTACION DE LA ZDPR POR TORMENTAS Y HURACANES PER IODO 1998-2007 CANTIDAD DE

HURACANES

0

1

2

3

4

5

HURACAN 0 0 0 0 0 0 0 1 0 2

TORMENTA TROPICAL 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Cada año durante los meses de julio a octubre se presenta en la ZDPR la incidencia de

nortes y frentes fríos con velocidades del viento superiores a los 80 km/h y con cierta periodicidad

durante los meses de agosto a octubre huracanes sobre las instalaciones eléctricas aéreas; además

de la presencia de contaminación salina por encontrarse cercana a la costa, En la Fig. 1.3 se

presenta el historial de tormentas y huracanes que se presentaron en la ZDPR durante el período

de 1998-2007. Lo anterior provoca que se tengan daños repetitivos en las instalaciones aéreas,

altos costos por mantenimiento preventivo y correctivo, afectación a la continuidad del servicio de

energía eléctrica y deterioro en la imagen de la CFE ante los usuarios [18].

Figura 1.3 Incidencia de Tormentas y Huracanes en la Zona Poza Rica período 1998-2007.

6

En la Fig. 1.4 se presenta la trayectoria del huracán Lorenzo que impacto la zona de

distribución Poza Rica en septiembre de 2007.

Figura 1.4 Trayectoria del Huracán Lorenzo en la ZDPR Septiembre de 2007.

7

Tiempo de Interrupción por Usuario Comparativo Anua l Minutos/Usuario

0200400600800

100012001400160018002000220024002600280030003200

Norm al 141.6 145.5 105.9 105.1 102.2 94.76 91.41 90.02 85.86 79.38

Con Contingencia. 194.7 3167 107.3 110.7 104.8 103.2 91.64 167.3 94.41 1029

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

En la Figura 1.5 se presenta el tiempo de interrupción por usuario (TIU), anual normal y con

contingencia del servicio eléctrico a los usuarios en el período 1998-2007, en la ZDPR. En el año

de 1999 se presentó la inundación de la ZDPR debido a las intensa lluvias, la cual provocó el

mayor tiempo de interrupción del servicio eléctrico en la década 1998-2007, en el 2005 se vio

afectada la ZDPR por el huracán Stan, en el año 2006 por los frentes fríos 13 y 51, y en el año

2007 por el frente frío del 20 de julio y los huracanes Dean y Lorenzo; siendo los dos últimos

huracanes que han impactado mas severamente a las instalaciones durante los últimos años [13].

.

Figura 1.5 Tiempo de interrupción anual normal y con contingencia del servicio eléctrico a los usuarios en el período 1998-2007 en la Zona Poza Rica.

8

1.3 OBJETIVO.

El objetivo del presente trabajo de tesis es la obtención de un proyecto optimizado que le

permita a la CFE obtener una economía en sus conversiones futuras del sistema eléctrico aéreo a

sistema subterráneo, de sus instalaciones de media y baja tensión. El trabajo es de aplicación

específica para las condiciones particulares de la ZDPR. minimizando las instalaciones aéreas que

proporcionan servicio a los usuarios, las afectaciones provocadas por los vientos de los nortes que

impactan continuamente a la ZDPR, las cuales provocan que se efectúen reparaciones o

reconstrucciones repetitivas sobre las mismas instalaciones, repercutiendo en pérdidas económicas

[1, 2, 4, 7, 16].

1.4 ALCANCE.

El alcance del presente trabajo de tesis pretende su aplicación en las instalaciones aéreas de

media y baja tensión con las que cuenta la red de distribución de la ZDPR, aunque para fines

prácticos en esta tesis se tratará un proyecto optimizado sobre un área especifica de la población

de Xicotepec de Juárez Puebla; la cual se encuentra al final de su vida útil, siendo frecuentemente

afectada por lluvias y fue impactada por el huracán Dean en el año 2007.

Cuando se proyecta una instalación subterránea deben considerarse las instalaciones

existentes de otros servicios que pueden entrar en conflicto con el proyecto, a fin de evitar

contratiempos en su construcción que modifiquen sustancialmente el mismo; además supervisar

durante todo el proceso de construcción la mano de obra, ya que es en este punto donde se genera

la mayoría de las causas de falla en las instalaciones, así como también los aspectos operativos

que son muy importantes de considerar, debido a que el personal de mantenimiento es el que

recibe y opera las instalaciones, y es el que se enfrenta a los problemas cuando las instalaciones

fallan o se requiere efectuar un mantenimiento.

9

1.5 METODOLOGÍA. El proyecto será realizado aplicando la siguiente metodología

1.5.1 OBTENCIÓN DE INFORMACIÓN.

La información requerida para llevar a cabo el proyecto es la siguiente:

a) Levantamiento de las instalaciones actuales de la red a considerar en el proyecto [3].

b) Costos de interrupción e insumos para la evaluación económica del proyecto

[2, 3, 5, 7, 11, 13, 16, 17].

c) Pérdidas del sistema aéreo existente [2, 17].

d) Conductores requeridos para el sistema de media y baja tensión [1, 7, 8, 9, 10, 16].

e) Materiales y equipos a instalarse [1].

f) Proyecto integral del área a considerar [4].

g) Pérdidas del sistema subterráneo propuesto [16].

h) Presupuesto de las opciones del proyecto [13].

i) Evaluaciones económicas del proyecto [5,13].

j) Selección de la mejor alternativa [5,13].

10

1.5.2 ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN.

Una vez obtenida la información se efectuará su revisión y análisis para poder integrar las

opciones del proyecto correspondiente.

1.5.3 PROPUESTA DE PROYECTO

Se propondrán los siguientes tres proyectos, cada uno con su correspondiente presupuesto y

evaluación económica:

a) Proyecto Aéreo: Se realiza con la finalidad de obtener el costo comparativo con el

sistema subterráneo, se considera en el proyecto la nueva construcción aérea de la

infraestructura requerida para suministrar el servicio de energía eléctrica a los usuarios del

área del proyecto.

b) Proyecto Subterráneo Base: Se realiza con la finalidad de obtener el costo comparativo

con el sistema aéreo y el sistema subterráneo optimizado, se considera en el proyecto la

construcción subterránea sobredimensionada de la infraestructura requerida para suministrar

el servicio de energía eléctrica a los usuarios del área del proyecto. En este proyecto se

considera instalar ductos de reserva en media y baja tensión, máxima cantidad de conductor

de reserva en media y baja tensión, registros de media y baja tensión adicionales, lo que

provoca que el proyecto sea costoso.

c) Proyecto Subterráneo Optimizado: Se realiza con la finalidad de obtener el costo

comparativo con el sistema aéreo y el sistema subterráneo base, se considera en el proyecto

la construcción subterránea óptima de la infraestructura requerida para suministrar el

servicio de energía eléctrica a los usuarios del área del proyecto.

11

2. CONFIABILIDAD EN UN SISTEMA AÉREO Y EQUIPOS QUE CONSTITUYEN UN SISTEMA SUBTERRÁNEO.

La confiabilidad es el término que normalmente se aplica al significado de la continuidad

del servicio de energía eléctrica que se proporciona a los usuarios. Existen dos parámetros para

medir la confiabilidad los cuales son la frecuencia y la duración de la falla. La confiabilidad del

servicio a los usuarios es uno de los factores principales que se utilizan para evaluar que tan bien

el suministrador esta efectuando su trabajo, el suministrador debe establecer sus metas apropiadas

de confiabilidad y tomar medidas para planear, dirigir y operar su sistema para llevar a cabo los

niveles marcados de frecuencia y duración de las interrupciones a los usuarios, varios índices de

confiabilidad pueden ser usados para darle un seguimiento a la frecuencia y duración de la

interrupciones de los usuarios.

Los consumidores de la energía eléctrica tienen necesidades definidas con respecto a la

disponibilidad del servicio eléctrico que ellos reciben .La demanda, esta necesidad varia de un

usuario a otro, con la hora del día, con el día de la semana y con la estación del año. A los

usuarios no les interesa que existan interrupciones, variaciones de tensión o la presencia de

armónicas cuando no están usando la potencia.

En la década de los sesentas se inició en la CFE la construcción de sistemas subterráneos de

distribución, con cables de aislamiento seco y transformadores convencionales. A partir de 1970

se introdujo el uso de transformadores tipo sumergible, transformadores tipo pedestal de frente

muerto y los conectores premoldeados separables. En el 2001 se realizó el primer congreso de

especialistas en sistemas subterráneos y en el 2002 en el segundo congreso en sistemas

subterráneos se presentó la actualización de las Normas de Distribución Construcción de Líneas

Subterráneas, con las cuales CFE pretende reducir los costos de construcción con este tipo de

sistemas, sin menoscabo de la confiabilidad que el usuario espera.

12

Valor para el usuario de la Confiabilidad

Baja Alta

Baj

a A

lta

Confiabilidad

Cos

to

2.1 COSTOS POR INTERRUPCIÓN DEL SERVICIO ELÉCTRICO AL USUARIO Y ENERGÍA DEJADA DE VENDER EN UN SISTEMA AÉ REO. 2.1.1 VALOR PARA EL USUARIO DE LA DISPONIBILIDAD DE LA POTENCIA.

La parte central del valor del servicio para el usuario está en la disponibilidad de la potencia

en contraste con el costo. Todas las empresas tienen interés en encontrar un balance entre

confiabilidad y precio. En general se tiene la responsabilidad de construir un sistema que

equilibre la confiabilidad y el costo contra las necesidades de los usuarios. En una distribución

competitiva de potencia hay que encontrar la mejor combinación de calidad y precio [6, 12].

2.1.2 VALOR DE LA CONFIABILIDAD Y EL COSTO PARA TEN ERLA.

Es posible obtener costos causados por las interrupciones: Por ejemplo pérdidas de

alimentos por falta de refrigeración en hogares y centros comerciales, desperdicios e incrementos

de los costos de operación en plantas industriales, daños en los productos causados por las

interrupciones, pérdidas de datos en equipo de cómputo.

En la Fig. 2.1 se representa el valor para el usuario de la confiabilidad del servicio, en

donde si existe una baja confiabilidad del servicio eléctrico por parte del suministrador el costo

para el usuario es alto, debido a que se provoca interrupciones en los procesos del usuario

generando perdidas económicas. En caso contrario, al existir una alta confiabilidad del servicio

eléctrico por parte del suministrador el costo para el usuario es bajo, debido a que son mínimas las

interrupciones en sus procesos.

Figura 2.1 El Costo para los usuarios de la Confiabilidad.

13

En la Fig. 2.2 se representa el costo para el suministrador de la confiabilidad del servicio

hacia el usuario, en donde si existe una baja confiabilidad del servicio eléctrico por parte del

suministrador el costo para proporcionarla es bajo, debido a que no existe la suficiente inversión

en el mantenimiento del equipo y de la infraestructura eléctrica existente; así como también en la

nueva infraestructura. En caso contrario al existir una alta confiabilidad del servicio eléctrico, el

costo por parte del suministrador para proporcionarla es alto, debido a que existe la inversión

necesaria en el mantenimiento del equipo y de la infraestructura eléctrica existente, así como

también en nueva infraestructura.

Figura 2.2 El Costo para el suministrador de la confiabilidad.

Costo de la Confiabilidad para la Empresa

Baja Alta

Baj

a A

lta

Confiabilidad

Cos

to

14

En la Fig. 2.3 se representa el punto óptimo obtenido del equilibrio entre los costos de falla

por las interrupciones del servicio para el usuario y los costos de inversión, operación y

mantenimiento que tiene que efectuar el suministrador para proporcionar el servicio con una

confiabilidad óptima, lo anterior se obtiene debido a que se presenta el mínimo de interrupciones

del servicio eléctrico al usuario.

Figura 2.3 Suma de los dos costos formando una curva de costo total contra confiabilidad.

Los costos incluyen varios niveles de confiabilidad y el costo de construir el sistema en

varios niveles de confiabilidad, obteniendo el costo total de la potencia suministrada a los usuarios

como una función de la confiabilidad. El valor mínimo es el balance óptimo entre los deseos del

usuario de la calidad y la apatía al costo. Generalmente cuando tiene sentido es cuando se aplica

sobre la base del impacto que sufre el usuario por interrupciones, armónicas, variaciones de

tensión, en estos casos es compresivo el costo de la confiabilidad del servicio visto desde el punto

de vista de planeación del sistema eléctrico.

Suma de Costos

Baja Alta

Baj

a A

lta

Confiabilidad

Cos

to

PUNTO ÓPTIMO

15

2.1.3 COSTO DE LAS INTERRUPCIONES.

La confiabilidad de la potencia afecta a la mayoría de los clientes y recibe una gran

atención, la suspensión del servicio con frecuencia se le denomina confiabilidad del servicio, de

todos los factores la interrupción del servicio recibe la mayor atención tanto de la empresa como

de los usuarios.

El costo por interrupción del servicio eléctrico al usuario y energía dejada de vender en un

sistema aéreo obtenido por la Comisión Federal de Electricidad, el cual se aplica en las

evaluaciones económicas de Proyectos es de $15,6 por Kwh. [13].

16

2.2 COSTOS POR MANTENIMIENTO NORMAL Y EN DESASTRES DEL SISTEMA ELÉCTRICO AÉREO.

En un sistema eléctrico es primordial el mantenimiento preventivo y correctivo, en el

sistema aéreo es considerable el gasto por esta causa, debido a que se encuentra expuesto a lo

siguientes factores desfavorables: Contaminación industrial, contaminación salina, incidencia

directa de descargas atmosféricas, impactos vehiculares, vandalismo y fenómenos meteorológicos

de todo tipo. Este gasto es considerable cuando se presentan fenómenos meteorológicos que

causan daños masivos en las instalaciones aéreas. Como un ejemplo de lo anterior, en la Fig. 2.4

se presenta el daño causado en la línea secundaria de un circuito del área de Xicotepec, provocado

por el huracán Dean.

Figura 2.4 Daños en la línea secundaria del Área de Distribución Xicotepec.

17

En la Tabla 2.1 se presentan los costos por mantenimiento normal y desastres en la red de

distribución de la ZDPR en el período 2005-2007 y en la Tabla 2.2 los costos por mantenimiento

normal y desastres en el área del proyecto subterráneo en el período 2005-2007 [13].

Tabla 2.1 Costos por mantenimiento normal y desastres en la red de distribución de la Zona de

Distribución Poza Rica, en el período de 2005-2007.

Tabla 2.2 Costos por mantenimiento normal y desastres en el área del proyecto subterráneo, en el

período de 2005-2007.

2005 2006 2007

10,398,494 9,592,328 9,547,363

6,122,758 1,000,000 137,675,582DESASTRES $

MANTENIMIENTO

NORMAL $

2005 2006 2007

53,004 65,923 87,313

368,015 80,000 1,718,703DESASTRES $

MANTENIMIENTO

NORMAL $

18

2.3 EQUIPOS A UTILIZAR EN UN SISTEMA SUBTERRÁNEO.

En un sistema subterráneo se pretende el uso de materiales y equipos eficientes, que

permitan abatir los costos de tal forma que sea factible efectuar la construcción de obras a un

costo óptimo, con la finalidad de proporcionar una confiabilidad en el servicio de energía eléctrica

a los usuarios. Además que proporcionen la seguridad requerida para el personal que opera el

mismo, como lo es el caso de los transformadores y seccionadores que sean de frente muerto, que

cuenten con equipo de protección, que dispongan de dispositivos de faseo para evitar cualquier

posible maniobra errónea de operación.

2.3.1 TIPOS DE SISTEMAS APLICABLES A INSTALACIONES

SUBTERRÁNEAS.

SISTEMA DE 200 A. Es aquel en el cual la corriente continua en condiciones normales o

de emergencia no rebasa los 200 A. Se utiliza en anillos que se derivan de circuitos troncales de

media tensión 13,2 kV a 34,5 kV aéreos o subterráneos, la configuración siempre será en anillo

operación radial con una o más fuentes de alimentación. En condiciones de operación normal el

anillo estará abierto aproximadamente al centro de la carga o en el punto dispuesto por el centro

de operación. Con el objeto de tener más flexibilidad, se tendrá un medio de seccionalización en

todos los transformadores y derivaciones del anillo. Se diseña con un sistema de neutro corrido

multiaterrizado, los circuitos aéreos que alimentan al proyecto deben ser de 3 fases 4 hilos, el

cable del neutro corrido debe ser de cobre desnudo semiduro o acero recocido con bajo contenido

de carbono, recubierto de cobre, calibre mínimo 2 AWG. El neutro corrido puede quedar alojado

en el mismo ducto de las fases o directamente enterrado. El nivel de aislamiento de los cables

debe ser 100%, el calibre mínimo de las fases debe ser Aluminio 1/0 AWG, la pantalla metálica

del cable aislado debe conectarse solidamente a tierra en todos los puntos donde existan equipos o

accesorios, los cables deben ser alojados en ductos de PVC, polietileno de alta densidad PAD o

polietileno de alta densidad corrugado PADC. Debe dejarse un excedente de cable de una longitud

igual al perímetro del registro o pozo de visita únicamente en donde existan equipos y/o

accesorios, deben utilizarse indicadores de falla de acuerdo a la corriente continua del sistema en

el lado fuente de cada transformador, seccionador o conector múltiple de media tensión. En

ambos lados del punto normalmente abierto deben instalarse apartarrayos de frente muerto [1].

19

SISTEMA DE 600 A. Es aquel en el cual la corriente continua en condiciones normales o

de emergencia rebasa los 200 A, se utiliza en circuitos troncales de media tensión, la

configuración será en anillo o alimentación selectiva, operación radial con una o mas fuentes de

alimentación. En condiciones de operación normal, el anillo estará abierto aproximadamente al

centro de la carga o en el punto dispuesto por el centro de operación. Se diseña con un sistema de

neutro corrido multiaterrizado, los circuitos aéreos que alimentan al proyecto subterráneo deben

ser 3 fases 4 hilos, los circuitos alimentadores subterráneos deben ser de 3 fases 4 hilos. El cable

del neutro corrido, la pantalla metálica del cable aislado, la instalación del cable en los ductos, los

indicadores de falla e instalación de apartarrayos debe tener las mismas características que las del

sistema de 200 A. El nivel de aislamiento de los cables debe ser 100%, El calibre mínimo de las

fases debe ser Aluminio 500 AWG, tratándose de salidas subterráneas de circuitos de media

tensión, desde subestaciones de distribución hacia la transición subterráneo-aéreo, el nivel de

aislamiento de los cables debe ser de 133% [1].

20

2.3.2 TIPOS DE CONFIGURACIONES APLICABLES A INSTALA CIONES

SUBTERRÁNEAS.

2.3.2.1 MEDIA TENSIÓN.

A continuación se describen las configuraciones que se utilizan en la CFE en sistemas

subterráneos de media tensión, en la tabla 2.3 se mencionan las ventajas y desventajas de cada una

[1].

A. Configuración en anillo.

La configuración en anillo es aquella que cuenta con otra trayectoria para proporcionar el servicio

de energía eléctrica.

A.1. Configuración en anillo operación radial con una fuente de alimentación.

La configuración en anillo operación radial con una fuente de alimentación es aquella cuya

configuración es en anillo y que cuenta con una sola fuente de alimentación, opera en forma radial

con un punto normalmente abierto en el centro de la carga, tal como se presenta en la Fig. 2.5

Figura 2.5 Configuración en anillo operación radial con una fuente de alimentación

FUENTE

21

A.2 Configuración en anillo operación radial con dos fuentes de alimentación:

La configuración en anillo operación radial con dos fuentes de alimentación, es aquella cuya

configuración es en anillo y que cuenta con dos fuentes de alimentación, opera en forma radial

con un punto normalmente abierto en el centro de la carga.

A2.1 Conectando las fuentes a un mismo equipo o accesorio de la red. En la Fig. 2.6 se representa un ejemplo de este sistema.

Figura 2.6 Configuración en anillo operación radial con dos fuentes de alimentación. Conectando las fuentes a un mismo equipo o accesorio de la red.

22

A2.2 Conectando las fuentes a diferentes equipos o accesorios de la red. En la Fig. 2.7 se

representa un ejemplo de este sistema.

Figura 2.7 Configuración en anillo operación radial con dos fuentes de alimentación. Conectando las fuentes a diferentes equipos o accesorios de la red.

23

A.3 Configuración en anillo operación radial con tres fuentes de alimentación:

A.3.1 Conectadas las fuentes a un mismo equipo de la red. En la Fig. 2.8 se representa un

ejemplo de este sistema.

Figura 2.8 Configuración en anillo operación radial con tres fuentes de alimentación. Conectando las fuentes a un mismo equipos de la red.

24

A.4 Sistema de alimentación selectiva.

El sistema de alimentación selectiva es un sistema en anillo, de operación radial con dos

fuentes de alimentación que sigue la misma trayectoria, una de las cuales se considera como

preferente y la otra como emergente y utiliza un seccionador con transferencia automática. En la

Fig. 2.9 se representa un ejemplo de este sistema.

Figura 2.9 Sistema de alimentación selectiva con dos fuentes de alimentación. B. Configuración Radial.

La configuración Radial, es aquella que cuenta únicamente con una trayectoria para

proporcionar el servicio de energía eléctrica. En la Fig. 2.10 se representa un ejemplo de este

sistema.

Figura 2.10 Sistema de alimentación radial en media tensión.

25

2.3.2.2 BAJA TENSIÓN.

Se describe la configuración que se utiliza en la CFE en sistemas subterráneos de baja tensión. En la Tabla 2.3 se mencionan sus ventajas y desventajas de cada una.

Configuración radial:

La configuración radial es aquella que cuenta únicamente con una trayectoria para

proporcionar el servicio de energía eléctrica. En la Fig. 2.11 se representa un ejemplo de este

sistema.

Figura 2.11 Sistema de Configuración Radial en baja tensión.

26

Tabla 2.3 Ventajas y desventajas de las configuraciones de baja y media tensión

en sistemas subterráneos.

CONFIGURACION VENTAJAS DESVENTAJAS

ALIMENTAR CON DOS FUENTES, MAYOR CONFIABILIDAD QUE LA

CONFIGURACIÓN EN ANILLO CON UNA FUENTE, MAS ECONÓMICA

QUE LA CONFIGURACIÓN EN ANILLO OPERACIÓN RADIAL CON

TRES FUENTES DE ALIMENTACIÓN

ALIMENTAR EN DOS TRAYECTORIAS, MAS ECONOMICA

QUE LA CONFIGURACIÓN EN ANILLO OPERACIÓN RADIAL CON

DOS FUENTES

DEPENDER DE UNA SOLA FUENTE EN CASO

DE FALLA DE ESTA

MEDIA TENSION

CONFIGURACIÓN RADIAL

MAS ECONÓMICAEN CASO DE FALLAS SE

INTERRUMPE EL SERVICIO

MAS COSTOSA QUE LA ALIMENTACIÓN CON

DOS FUENTES

CONFIGURACIÓN RADIAL

MAS ECONÓMICA QUE EL RESTO DE LAS CONFIGURACIONES EN

MEDIA TENSIÓN

DEPENDE DE UNA SOLA TRAYECTORIA EN CASO DE FALLA DE ESTA SE

INTERRUMPE EL SERVICIO

BAJA TENSION

CONFIGURACIÓN EN ANILO OPERACIÓN RADIAL CON TRES

FUENTE DE ALIMENTACIÓN

SISTEMA DE ALIMENTACIÓN

SELECTIVA

CONTAR CON UNA FUENTE EMERGENTE, CAMBIAR DE ALIMENTACIÓN EN FORMA

AUTOMATICA,MAS CONFIABILIDAD

MAS COSTOSA QUE LA CONFIGURACIÓN EN ANILLO, EN CASO DE FALLA DEL EQUIPO SECCIONADOR SE INTERRUMPE EL

SERVICIO

ALIMENTAR CON TRES FUENTES, MAYOR CONFIABILIDAD QUE LA

CONFIGURACIÓN ANILLO CON DOS FUENTES.

CONFIGURACIÓN EN ANILO OPERACIÓN RADIAL CON UNA


CONFIGURACIÓN EN ANILO OPERACIÓN RADIAL CON DOS


MAS COSTOSA QUE LA ALIMENTACIÓN CON

UNA FUENTE

27

2.3.3 DESCRIPCIÓN DE EQUIPOS A UTILIZAR EN UN SISTEMA

SUBTERRÁNEO.

A Continuación se presentan y describen los equipos más comunes que se utilizan en baja y

media tensión en un sistema subterráneo [1].

2.3.3.1 TRANSFORMADOR TIPO PEDESTAL.

Un transformador tipo pedestal es el conjunto formado por un transformador, integrado a un

gabinete totalmente cerrado, en el cual se incluyen accesorios y terminales para conectarse a los

circuitos de distribución subterránea, normalmente este conjunto está destinado para ser montado

en un pedestal, para servicio y operación a la intemperie. Las características sobresalientes de instalación y servicio que posee un transformador tipo

pedestal son las siguientes:

• Requerimiento mínimo de espacio

• Seguridad de maniobras a su alrededor

• Mantenimiento mínimo por contaminación

• Autoprotegido

• Facilidad de restablecimiento después de falla

• Detección de fallas, tanto de lado de la alimentación como de la carga

• Desconexión de la alimentación en forma rápida y segura

• Aspecto estético general agradable

Los lugares más comunes de instalación son fraccionamientos residenciales, tiendas de

autoservicio, centros comerciales y espacios reducidos con proximidades de gente.

Existen dos tipos de transformadores de acuerdo a su sistema de conexión con la línea de

alimentación:

• Conexión radial. • Conexión en anillo.

28

Transformador pedestal tipo radial, En la Figura 2.12 se representa este equipo.

Características particulares del transformador radial:

• tiene tres boquillas en la alta tensión

• poseen un solo seccionador del tipo radial

Figura 2.12 Transformador pedestal tipo radial.

Transformador Pedestal Tipo Anillo. En la Figura 2.13 se representa este equipo, el

transformador puede formar parte de un sistema de alimentación que interconecte varios aparatos

entre sí. La ventaja de este tipo de conexión es que si por alguna razón la alimentación principal

se ve interrumpida, puede transferirse a una fuente de alimentación alterna, lo cual da la ventaja

de tener energizado y funcionando el aparato, mientras es corregida la falla que interrumpió la

alimentación original.

Figura 2.13 Transformador pedestal tipo anillo.

29

El Transformador Pedestal Tipo Anillo tiene las siguientes características que lo distinguen:

• Tiene seis boquillas en la alta tensión.

• Posee un seccionador del tipo anillo y en ocasiones, en serie con uno radial ó dos

seccionadores radiales.

2.3.3.2 SECCIONADOR TIPO PEDESTAL.

Es un equipo que puede contener en total hasta 6 vías de alimentación y derivación, puede

formar parte de un sistema de 200 A o de 600 A como un enlace o seccionamiento y puede

alimentar cargas en media tensión. Además puede contar con vías con protección de disparo

electrónico. El medio aislante puede ser líquido aislante biodegradable y hexafloruro de azufre

(SF6), la extinción del arco eléctrico puede ser con cámaras de interrupción en vacío. En la Fig.

2.14 se representa este equipo.

Figura 2.14 Seccionador tipo pedestal.

30

2.3.3.3 REGISTRO DE BAJA TENSIÓN EN BANQUETA TIPO 1.

Se utiliza para alojar cables y conexiones de baja tensión en redes subterráneas y para

suministrar el servicio eléctrico hasta a cuatro acometidas por medio de conectores múltiple de

baja tensión, la clasificación por el tipo de terreno puede ser normal, freático muy alto y rocoso.

El material con el que están construidos puede ser concreto hidráulico, fibra de vidrio y concreto

polimérico. En la Fig. 2.15 se presenta este tipo de registro.

Figura 2.15 Registro de Baja Tensión en Banqueta Tipo 1. 2.3.3.4 REGISTRO DE BAJA TENSIÓN EN ARROYO TIPO 1.



baja tensión, la clasificación por el tipo de terreno puede ser normal, freático muy alto y rocoso.

El material con el que están construidos puede ser concreto hidráulico. En la Fig. 2.16 se presenta

este tipo de registro.

Figura 2.16 Registro de Baja Tensión en Arroyo Tipo 1.

31

2.3.3.5 REGISTRO DE BAJA TENSIÓN EN BANQUETA TIPO 2.


suministrar el servicio eléctrico hasta a ocho acometidas por medio de conectores múltiple de baja

tensión, la clasificación por el tipo de terreno puede ser normal, freático muy alto y rocoso El

material con el que están construidos puede ser concreto hidráulico, fibra de vidrio y concreto

polimérico. En la Fig. 2.17 se presenta este tipo de registro.

Figura 2.17 Registro de Baja Tensión en Banqueta Tipo 2. 2.3.3.6 REGISTRO DE BAJA TENSIÓN EN ARROYO TIPO 2.



tensión, la clasificación por el tipo de terreno puede ser normal, freático muy alto y rocoso El

material con el que están construidos puede ser concreto hidráulico. En la Fig. 2.18 se presenta


Figura 2.18 Registro de Baja Tensión en Arroyo Tipo 2.

32

2.3.3.7 REGISTRO DE BAJA TENSIÓN CRUCE DE CALLE TIPO 1.


suministrar el servicio eléctrico hasta a cuatro acometidas por medio de conectores múltiples de

baja tensión, es 25 cm más alto que el registro de baja tensión tipo 1. Esto asegura que el ducto

vaya a una profundidad de 80 cm, la clasificación por el tipo de terreno puede ser normal, freático

muy alto y rocoso. El material con el que están construidos puede ser concreto hidráulico. En la

Fig. 2.19 se presenta este tipo de registro.

Figura 2.19 Registro de Baja Tensión Cruce de Calle Tipo 1.

33

2.3.3.8 REGISTRO DE BAJA TENSIÓN CRUCE DE CALLE TIPO 2.


suministrar el servicio eléctrico hasta a ocho acometidas por medio de conectores múltiples de

baja tensión, es 25 cm más alto que el registro de baja tensión tipo 2. Esto asegura que el ducto

vaya a una profundidad de 80 cm, la clasificación por el tipo de terreno puede ser normal, freático

muy alto y rocoso. El material con el que están construidos puede ser concreto hidráulico. En la

Fig. 2.20 se presenta este tipo de registro.

Figura 2.20 Registro de Baja Tensión Cruce de Calle Tipo 2.

2.3.3.9 REGISTRO DE BAJA TENSIÓN EN BANQUETA PARA SERVICIOS COMPARTIDOS TIPO 1.



baja tensión, además junto a la red de CFE en ductos separados se instala los servicios

compartidos como son el Alumbrado Público, Televisión y Teléfono. La clasificación por el tipo

de terreno puede ser normal, freático muy alto y rocoso. El material con el que están construidos

puede ser concreto hidráulico, fibra de vidrio y concreto polimérico. En la Fig. 2.21 se presenta


Figura 2.21 Registro de Baja Tensión en Banqueta para Servicios Compartidos Tipo 1.

34

2.3.3.10 REGISTRO DE BAJA TENSIÓN EN ARROYO PARA SERVICIOS COMPARTIDOS TIPO 1.



baja tensión, además junto a la red de CFE en ductos separados se instala los servicios

compartidos como son el Alumbrado Público, Televisión y Teléfono. La clasificación por el tipo

de terreno puede ser normal, freático muy alto y rocoso. El material con el que están construidos

puede ser concreto hidráulico. En la Fig. 2.22 se presenta este tipo de registro.

Figura 2.22 Registro de Baja Tensión en Arroyo para Servicios Compartidos Tipo 1.

2.3.3.11 REGISTRO DE BAJA TENSIÓN EN BANQUETA PARA SERVICIOS COMPARTIDOS TIPO 2.



tensión, además junto a la red de CFE en ductos separados se instala los servicios compartidos

como son el Alumbrado Público, Televisión y Teléfono. La clasificación por el tipo de terreno

puede ser normal, freático muy alto y rocoso. El material con el que están construidos puede ser

concreto hidráulico, fibra de vidrio y concreto polimérico. En la Fig. 2.23 se presenta este tipo de

registro.

Figura 2.23 Registro de Baja Tensión en Banqueta para Servicios Compartidos Tipo 2.

35

2.3.3.12 REGISTRO DE BAJA TENSIÓN EN ARROYO PARA SERVICIOS COMPARTIDOS TIPO 2.



tensión, además junto a la red de CFE en ductos separados se instala los servicios compartidos

como son el Alumbrado Público, Televisión y Teléfono. La clasificación por el tipo de terreno

puede ser normal, freático muy alto y rocoso. El material con el que están construidos puede ser

concreto hidráulico. En la Fig. 2.24 se presenta este tipo de registro.

Figura 2.24 Registro de Baja Tensión en Arroyo para Servicios Compartidos Tipo 2.

2.3.3.13 REGISTROS DE MEDIA TENSIÓN TIPO 3 EN TERRENO NORMAL.

Se utiliza para alojar por medio de correderas y mensulas cables de energía hasta en 6 ductos

en sistemas de 200A y 3 en 600A, de acuerdo al lugar de su instalación pueden ser en banqueta y

arroyo. El material con el que están construidos puede ser concreto hidráulico. En la Fig. 2.25 se

presenta este tipo de registro.

Figura 2.25 Registro de Media Tensión Tipo 3 Terreno Normal.

36

2.3.3.14 REGISTROS DE MEDIA TENSIÓN TIPO 3 EN TERRENO CON NIVEL FREATICO MUY ALTO O ROCOSO.


en sistemas de 200 A y 3 en 600 A, de acuerdo al lugar de su instalación pueden ser en banqueta y



Figura 2.26 Registro de Media Tensión Tipo 3 en Terreno Freático Muy Alto o Rocoso.

2.3.3.15 REGISTROS DE MEDIA TENSIÓN TIPO 4 EN TERRENO NORMAL.





Figura 2.27 Registro de Media Tensión Tipo 4 en Terreno Normal.

37

2.3.3.16 REGISTROS DE MEDIA TENSIÓN TIPO 4 EN TERRENO CON NIVEL FREATICO MUY ALTO O ROCOSO.





Figura 2.28 Registro de Media Tensión Tipo 4 en Terreno con Nivel Freático Muy Alto o Rocoso.

38

2.3.3.17 REGISTROS DE MEDIA TENSIÓN TIPO 4 CON TAPA CUADRADA.

Se utiliza en sistemas de 200 A y 600 A para contener conectores derivadores en media

tensión y alimentación para acometidas de media tensión por medio de conectores tipo codo. Se

consideran registros con tapa cuadrada para tener un acceso más seguro para el personal en la

operación de conectores derivadores en media tensión, además aloja por medio de correderas y

mensulas cables de energía hasta en 9 ductos en sistemas de 200 A y 6 en 600 A. El material con

el que están construidos puede ser concreto hidráulico. En la Fig. 2.29 se presenta este tipo de

registro.

Figura 2.29 Registro de Media Tensión Tipo 4 con Tapa Cuadrada.

39

2.3.3.18 CONECTOR MULTIPLE EN MEDIA TENSIÓN.

Es utilizado para efectuar las conexiones de un sistema de 200 A y 600 A de media tensión,

además para alimentar servicios de acometidas en media tensión por medio de conectores tipo

codo, consta hasta de 6 vías que pueden ser combinadas de 200 A y/o 600 A, se instala en

registros primarios con tapa cuadrada o en muretes de media tensión. En la Fig. 2.30 se representa

este equipo.

Figura 2.30 Conector Múltiple en Media Tensión de 4 vías. 2.3.3.19 TERMINAL TERMOCONTRACTIL DE MEDIA TENSIÓN.

Es un accesorio que va a permitir efectuar una transición entre líneas de distribución aéreas

a subterráneas, teniendo como objetivo reducir o controlar los esfuerzos eléctricos que se

presentan en el aislamiento del cable al interrumpir y retirar la pantalla sobre el aislamiento y

proporcionar al cable una hermeticidad. En la Fig. 2.31 se representa este accesorio.

Figura 2.31 Terminal Termo contráctil.

40

2.3.3.20 CONECTOR MULTIPLE PARA BAJA TENSIÓN.

Es un accesorio que permite conectar el conductor de los circuitos secundarios de paso o

remate y las acometidas para servicios de baja tensión, proporcionando un sello hermético, puede

estar formado de 4, 6, 8 y 10 vías. En la Fig. 2.32 se representa este accesorio.

Figura 2.32 Conector Múltiple para Baja Tensión.

2.3.3.21 INDICADOR DE FALLA.

Es un accesorio que permite detectar y localizar fallas de manera simple y efectiva en un

sistema de distribución de potencia, de tal forma que permita un rápido restablecimiento del

servicio al presentarse una falla. En la Fig. 2.33 se representa este accesorio.

Figura 2.33 Indicador de falla.

41

2.3.3.22 DUCTOS.

Son tubos empleado para guiar y contener los cables de acometidas, conductores de baja

tensión y conductores de media tensión utilizados en las instalaciones eléctricas subterráneas,

pueden ser de polietileno de alta densidad PAD y Policloruro de Vinilo PVC.

Tipos de tubos:

Tubo corrugado: tubo con un corte de sección circular completo, con una pared exterior

corrugada y con un recubrimiento interior liso, el corrugado debe ser anular, a este se le conoce

como tipo S. En la figura 2.34 se representa este equipo

Figura 2.34 Tubo Polietileno Alta Densidad Corrugado PAD.

42

Tubos lisos: Tubo con corte de sección circular completo con paredes interior y exterior lisas, En

la figura 2.35 se representa este equipo.

Figura 2.35 Tubo Polietileno Alta Densidad Liso PAD.

Los ductos de polietileno de alta densidad deben contar con las siguientes características:

1. Apariencia:

Las superficies externa e interna deben estar libres de rupturas, agujeros o cualquier defecto

físico, los ductos deben de ser uniformes en todas sus características como: color, espesor y

densidad.

2. Color:

• Para ductos enterrados: Para este tipo de ductos los colores pueden ser de color naranja o

rojo, o bien negros con franjas rojas uniformemente distribuidas en la superficie exterior

del ducto. El ancho mínimo de cada franja debe ser la cuarta parte del diámetro nominal.

• Para ductos en transiciones: Los ductos deben ser de color negro.

3. Estabilidad:

Los ductos deben ser resistentes al ataque de los agentes químicos que se encuentran naturalmente

en los suelos y a los rayos ultravioleta.

4. Compatibilidad:

Los ductos deben ser compatibles con todos los materiales que conforman los accesorios donde

son utilizados.

5. Dimensiones: Sus dimensiones pueden ser desde 1 hasta 4 pulgadas de diámetro.

43

2.3.3.23 CONECTORES AISLADOS SEPARABLES.

Se define como conector aislado separable al sistema completamente aislado, al usado para

efectuar la unión eléctrica de un cable de energía aislado a un aparato eléctrico u otros cables de

energía, o a ambos, de tal manera que la conexión pueda ser establecida o interrumpida

fácilmente, acoplando o separando las partes de unión del conector en la interfase o interfases

operativas.

Conectores tipo codo:

Estos elementos se utilizan para hacer la integración del cable al sistema del conector

aislado separable; de esta forma, hacen posible la interconexión de los cables al equipo como son

transformador, seccionador, interruptor o entre varios cables. En la figura 2.36 se muestran los

Conectores tipo codos de 600A.

Figura 2.36 Conectores tipo codo de 600 A.

Para el nivel de 200 A se tienen codos tanto para operación con carga como para operación

sin voltaje, los cuales se ensamblarán a sus correspondientes insertos. En la Figura 2.37 se

muestran los codos de 200 A.

Figura 2.37 Conectores tipo codo de 200 A.

44

2.3.3.24 CABLES DE POTENCIA.

Los cables para la conducción de electricidad son elementos primordiales en una red de

distribución eléctrica, son sumamente delicados y su diseño debe considerar múltiples factores.

Son aquellos cables usados para la transmisión y distribución de energía eléctrica en grandes

volúmenes. Su objetivo es entregar la energía necesaria a distintas distancias con el mínimo de

pérdidas y caída de tensión [1, 8, 9,10, 14].

En la Figura 2.38 se muestra un cable de baja tensión.

Componentes de Cable de Baja Tensión:

• Conductor: establece el camino para el paso de la corriente eléctrica.

• Aislamiento: proporciona la separación necesaria para evitar una falla a tierra.

• Cubierta (opcional): protege contra ambientes especiales.

Tipos de Aislamientos en Baja Tensión:

• Polietileno (PE)

• Policloruro de vinilo (PVC)

• Polietileno de cadena cruzada (XLP)

• Etileno propileno (EPR)

• Polietileno Alta Densidad (HDPe)

Tipos de Cubiertas:

• Polietileno (PE)

• Policloruro de vinilo (PVC)

• Nylon

• Polietileno clorosulfonado (CP)

• Polietileno clorado (CPE)

Figura 2.38 Cable Aislado de Baja Tensión.

45

Componentes en Cables de Media Tensión.

En la Figura 2.39 se muestra un cable aislado de media tensión, se indican sus principales

componentes, los cuales tienen la función que se describen a continuación:

• Aislamiento: su función es confinar la corriente eléctrica en el conductor y contener el

campo eléctrico dentro de su masa. Efectos de operación, medio ambiente y envejecimiento

pueden degradarlo hasta hacerlo fallar.

• Semiconductora sobre el Conductor: Proporciona un campo eléctrico uniforme y evita

cualquier cavidad entre el conductor y el aislamiento.

• Semiconductora sobre el Aislamiento: Logra un campo eléctrico radial y lo confina

dentro del aislamiento. Previene cavidades entre aislamiento y pantalla metálica.

• Pantalla Metálica: Ayuda a confinar el campo eléctrico y lleva las corrientes parasitas

inducidas a tierra. Es vital el buen aterrizaje de la pantalla para lograr una buena operación

del sistema.

• Cubierta Exterior: Proporciona protección contra los ataques del tiempo y agentes

externos como son factores mecánicos, intemperismo, agentes químicos, estabilidad

térmica.

Figura 2.39 Cable Aislado de Media Tensión.

46

NIVELES DE AISLAMIENTO:

• Categoría I .- 100% nivel de aislamiento

• Categoría II .- 133% nivel de aislamiento

• Categoría III .- 173% nivel de aislamiento

100 % Nivel de Aislamiento

Cables usados en sistemas con neutro solidamente puesto a tierra y provistos con dispositivos

de protección que eliminen las fallas a tierra en menos de un minuto. Este nivel se utiliza en

la mayoría de las instalaciones con sistemas provistos de neutro a tierra.

133% Nivel de Aislamiento

Cables usados en sistemas no aterrizados donde la eliminación de la falla se realiza en un

tiempo mayor a un minuto, pero menor a una hora. Este nivel corresponde a sistemas con

neutro aislado. También se utilizan cuando se requiere una resistencia superior al campo

eléctrico.

173% Nivel de Aislamiento

Cables usados en sistemas donde el tiempo de eliminación de la falla a tierra es indefinido.

Este nivel casi nunca se usa en la práctica y debe evitarse siempre que sea posible.

47

E

E

3 DESARROLLO DEL PROYECTO

3.1 LEVANTAMIENTO DE LA RED ACTUAL.

Se realiza el levantamiento de las instalaciones existentes en media y baja tensión que

comprende el área del proyecto como son los postes, conductores, transformadores, equipos de

seccionamiento y protección, la ubicación de instalaciones de otros servicios como teléfono,

televisión por cable y agua, la ubicación de usuarios en media y baja tensión, registrando el tipo

de usuario si es monofásico, monofásico tres hilos o trifásico. El conductor secundario

predominante es cobre calibre 6 y 8 AWG. Se aprecia que las instalaciones aéreas se encuentran

al término de su vida útil. En la Fig. 3.1 se presenta las instalaciones actuales aéreas del área del

proyecto subterráneo [3].

Fig. 3.1 Instalaciones Actuales Aéreas del área del Proyecto Subterráneo.

48

3.2 OBTENCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DEL SISTEMA AÉREO.

Se obtienen las pérdidas en la red secundaria y en los transformadores de distribución que

forman parte del área del proyecto, las cuales serán utilizadas para la evaluación económica del

mismo. Las instalaciones actuales están alimentadas por medio de tres transformadores trifásicos de

112,5 kVA y tres de 45 kVA [2, 17].

En la Tabla 3.1 se presentan la relación de la regulación y las pérdidas de potencia de la red aérea

actual, obteniéndose un total de 37 918 W de pérdidas para el sistema aéreo.

Tabla 3.1 Regulación y Pérdidas de Potencia de la Red Aérea actual.

VACIO DEVANADOSKVA W W W % W % W %

T1 45 215 273.1 10.16 13.4 11.5 328 2.96 521 4.8 409 6.02

T2 112.5 405 831.3 33.9 32.4 24.1 6760 21.3 6041 21.2 3938 16.9

T3 45 215 663.3 9.1 6.4 7.3 923 5.4 606 4.3 627 4.5

T4 112.5 405 347.4 12.8 10.8 12.3 1659 8.2 1067 7 1486 7.9

T5 112.5 405 128 7.2 8 8.9 560 5.1 513 4.9 632 5.4

T6 45 215 618.5 32.8 28.6 32.1 2573 16.3 2085 15.4 2468 17.9

472.5 1860 2861.6 12803 10833 9560

4,722

TOTAL PÉRDIDAS W 37,918

FASE C

PÉRDIDAS TRANSFORMADOR W PÉRDIDAS RED W

TRANSFORMADOR 3F

REGULACIÓN %

33,196

REGULACIÓN Y PÉRDIDAS DE LA RED AÉREA ACTUAL

FASE A FASE B FASE CPÉRDIDAS DE POTENCIA

FASE A FASE B

PÉRDIDAS EN ELTRANSFORMADORCAPACIDAD

49

3.3 CÁLCULO DE LOS CONDUCTORES DE BAJA Y MEDIA TENSIÓN DEL PROYECTO OPTIMIZADO.

3.3.1 CÁLCULO DE LOS CONDUCTORES DE BAJA TENSIÓN.

Se efectuó el calculo de los conductores a utilizar en el sistema de baja tensión por medio de

una herramienta en Excel [17], obteniéndose que en un 53% de los circuitos secundarios propuestos

se requiere el conductor triplex en aluminio calibre 1/0 AWG y en otro 47% conductor triplex en

aluminio calibre 3/0 AWG [11]. En la Tabla 3.2 se presenta la relación de los conductores de baja

tensión necesarios para el proyecto subterráneo optimizado [16].

Tabla 3.2 Relación de los Conductores de Baja Tensión del Proyecto Optimizado.

TRANSFORMADOR CIRCUITO 1 CIRCUITO 2 CIRCUITO 3 CIRCUITO 4 CIRCUITO 5

E1 1/0 1/0 1/0 3/0

E2 1/0 3/0 3/0 3/0 1/0

E3 1/0 3/0 1/0 1/0

E4 3/0 3/0 1/0 3/0

CONDUCTORES EN BAJA TENSIÓN PROYECTO OPTIMIZADO

50

3.3.2 CÁLCULO DEL CONDUCTOR PRIMARIO PARA EL SISTEM A

MONOFÁSICO 1F-2H 23KV SUBTERRÁNEO.

Por capacidad de corriente:

Demanda= 325 kVA (considerando un FU del 100% de los 4 transformadores y en el caso de quedar

el sistema alimentado en forma radial de una fuente).

I= (kVA)/(kV)

I= [(325)/(23/√3)]

I= 24,47 A

Por caída de tensión desde el punto de alimentación hasta el transformador más lejano:

L= Longitud del conductor = 0,659 km

I = Corriente total de alimentación = 24,47 A

Z = Impedancia del conductor = 0,8742 Ohms/km.

V= Voltaje de operación del sistema= 23,000 V

%V= LZI (100)/V

%V= (0,659)(0,8742)(24,47)(100)/(23,000/√3)

%V= 0 ,106 %

Calculo de las pérdidas de energía eléctrica:

W= I²RL

W= (24,47) ² (0,691)(0,659)

W= 272,66 W

% pérdidas de energía = (0,272/292,5)(100) = 0,092%

Por capacidad de corriente y caída de tensión, el calibre del conductor a utilizar en el sistema

subterráneo es Al XLP 23 kV 1/0 AWG 100% NA [1].

51

3.4 SELECCIÓN DE LOS MATERIALES Y EQUIPOS A UTILIZARSE EN EL PROYECTO OPTIMIZADO.

Se seleccionaron los siguientes equipos y materiales a utilizar en el proyecto optimizado [3]: � Transformadores monofásicos pedestal de 50,75 y 100 Kva. de 23 kV.

� Base para transformador monofásico.

� Indicadores de falla 200 A, intemperie y tipo sumergible.

� Conductor primario de Al XLP 23 kV 1/0 AWG, 100% NA.

� Terminal termocontráctil 1/0 AWG 23 kV.

� Conector tipo codo de 200 A.

� Conductor secundario triplex en aluminio calibre 1/0 y 3/0 AWG XLP.

� Conductor para acometidas secundarias duplex y triplex en aluminio calibre 6 y triplex 1/0

AWG XLP.

� Conector múltiple de baja tensión de 4, 6, 8 y 10 vías.

� Registros primarios para terreno normal tipo 3 en banqueta y arroyo.

� Registros secundarios para terreno normal tipo 1 en banqueta y arroyo.

� Registros secundarios para terreno normal tipo 2 en banqueta y arroyo.

� Registros secundarios para terreno normal cruce de calle tipo 1.

� Registros secundarios para terreno normal cruce de calle tipo 2.

� Ducto PAD de 1, 2, 3 y 4 pulgadas de diámetro.

52

3.5 ELABORACIÓN DE OPCIONES DE PROYECTO.

Se propone tres opciones de proyecto: aéreo, subterráneo base y subterráneo optimizado, de

acuerdo a las Normas de Distribución Construcción Líneas Subterráneas [1] y Normas de

Distribución Construcción-Instalaciones Aéreas en Media y Baja Tensión [3].

3.5.1 PROYECTO AÉREO.

Se considera en el proyecto la nueva construcción aérea de la infraestructura requerida para

suministrar el servicio de energía eléctrica a los usuarios del área del proyecto, partiendo de que

no existen las instalaciones. Esta opción presenta la ventaja con respecto al subterráneo de ser más

económica. Pero tiene las desventajas de estar expuesta a fenómenos meteorológicos, requerir

más mantenimiento, estar expuesta a golpes y menos estética con respecto al subterráneo [2, 3,

17]. En la Tabla 3.3 se presenta la relación de la regulación y las pérdidas de potencia de la red

del proyecto aéreo, obteniéndose un total de 5 851,6 W de pérdidas para el sistema aéreo.

Tabla 3.3 Regulación y pérdidas de potencia de la red del proyecto aéreo.

W % W % W %

T1 45 215 468 0.7 0.84 0.8 59.3 0.48 74.9 0.58 69.9 0.56

T2 30 165 315 0.45 0.56 0.45 14.4 0.189 21.7 0.26 14.4 0.17

T3 45 215 469.6 0.5 0.45 0.34 19 0.14 19 0.15 13.2 0.1

T4 45 215 438.5

T5 30 165 317.8 0.393 0.393 0.393 9.6 0.11 9.6 0.11 9.6 0.11

T6 45 215 435.8 0.74 0.92 0.74 60.2 0.48 68 0.57 51.2 0.43

T7 45 215 425.1 0.78 0.78 0.82 58.2 0.47 58.2 0.47 56.2 0.5

T8 45 215 435.6 1.07 1.07 1.12 77.7 0.62 77.7 0.67 84.2 0.69

330 1620 3305.4 298.4 329.1 298.7

4,925.40 926.20

TOTAL W 5,851.60

PÉRDIDAS TRANSFORMADOR W

FASE A FASE B FASE C

PÉRDIDAS RED W

DEVANADOS w

PÉRDIDAS DE POTENCIA

REGULACIÓN Y PÉRDIDAS DE POTENCIA PROYECTO AÉREO

TRANSFORMADOR 3F

CAPACIDAD KVA FASE

A FASE

B FASE C %

REGULACIÓN

VACIO w

PÉRDIDAS EN EL TRANSFORMADOR

53

E

E

M

M

M

M

M

M

M

M

M

M

M

M

M

M

M

M

M

M

M M M M M M M M M

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M MMM MM

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MMMMM

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M MMM

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M

M M M M M MM

M M M M M M M M M

M

MM

M

M

MM

MM

M

M

M

M

M

M

M

En la Fig. 3.2 se presenta la Propuesta del Proyecto Aéreo.

Fig. 3.2 Propuesta del Proyecto Aéreo

54

3.5.2 PROYECTO BASE SUBTERRÁNEO.

Se considera en el proyecto la construcción subterránea sobredimensionada de la

infraestructura requerida para suministrar el servicio de energía eléctrica a los usuarios del área

del proyecto. Con respecto al proyecto aéreo tiene la ventaja de no estar expuesto a fenómenos

meteorológicos, requerir menos mantenimiento, no estar expuesto a golpes y mayor estética. Su

desventaja es que es más costoso que el aéreo [1, 7, 16].

Con relación al proyecto optimizado subterráneo, la ventaja es en caso de presentarse una falla en

el conductor y requerirse ductos adicionales para corregirla estarán disponibles, obteniéndose un

ahorro de tiempo. La desventaja es que es más costosa que la opción optimizada subterránea. En

la Tabla 3.4 se presenta la relación de la caída de tensión y las pérdidas de potencia de la red del

proyecto base subterráneo, obteniéndose un total de 8 107 W de pérdidas en el sistema

subterráneo.

Tabla 3.4 caída de tensión y pérdidas de potencia del proyecto base subterráneo.

W W % W % W % W % W %

E1 75 834 0.92 59.81 0.94 0.59 23.62 0.48 0.61 34.24 0.6 0.78 47.79 0.5 1.75 265 1.59

E2 112 1597 0.71 48.13 0.31 1.9 261 1.48 1.79 277.1 1.76 1.77 289.9 1.85 1.06 125.38 1.13

E3 112 1597 0.49 45.62 0.52 2.29 531.8 1.46 1.05 149.75 1.12 1.93 252 1.18

E4 75 834 0.98 132.9 1.09 1.83 354.9 1.87 0.48 38 0.35 2.09 307.7 1.75

375 4862 286.46 1171.32 499.09 897.39 390.38

4,862.0 3,244.6

TOTAL W 8,107

CIRCUITO 5

CAIDA DE TENSIÓN Y PÉRDIDAS DE POTENCIA PROYECTO SU BTERRÁNEO BASE

TRANSFORMADOR 3F CAPACIDAD KVACAIDA DE

TENSIÓN%PÉRDIDASCAIDA DE

TENSIÓN%CAIDA DE

TENSIÓN%

PÉRDIDAS TRANSFORMADOR W PÉRDIDAS RED W

CAIDA DE TENSIÓN%

PÉRDIDASPÉRDIDAS PÉRDIDAS

PÉRDIDAS EN TRANSFORMADOR

CIRCUITO 3

PÉRDIDAS

CIRCUITO 2

CAIDA DE TENSIÓN%

CIRCUITO 1 CIRCUITO 4

55

E

E

En la Fig. 3.3 se presenta la propuesta del proyecto base subterráneo.

Figura 3.3 Propuesta de Proyecto Base Subterráneo.

56

E

E

3.5.3 PROYECTO OPTIMIZADO SUBTERR ÁNEO.

Se considera en el proyecto la construcción subterránea de la infraestructura requerida para

suministrar el servicio de energía eléctrica a los usuarios del área del proyecto. Con respecto al

proyecto aéreo tiene la ventaja de no estar expuesto a fenómenos meteorológicos, requerir menos

mantenimiento, no estar expuesto a golpes y mayor estética. Su desventaja es que es más costoso

que el aéreo, con relación al proyecto base subterráneo la ventaja es que es menos costoso

[1, 7, 16].

3.5.3.1 PLANO DE OBRA CIVIL.

Se presenta la construcción de obra civil subterránea de la infraestructura requerida para

suministrar el servicio de energía eléctrica a los usuarios del área del proyecto como son los

registros secundarios, registros primarios, ductos secundarios, ductos primarios y bases para

transformadores. En la Fig. 3.4 se presenta la instalación civil de la propuesta del proyecto

optimizado subterráneo.

Figura 3.4 Obra Civil de la Propuesta Optimizada Subterránea.

57

E

E

3.5.3.2 PLANO DEL SISTEMA DE MEDIA TENSIÓN.

Se presenta la construcción de obra eléctrica primaria subterránea requerida para

suministrar el servicio de energía eléctrica a los usuarios del área del proyecto como son el

conductor primario, transiciones primarias, transformadores, conectores tipo codo. En la Fig.

3.5 se presenta la instalación de media tensión de la propuesta del proyecto optimizado

subterráneo.

Figura 3.5 Obra de Media Tensión de la Propuesta Optimizada Subterránea.

58

E

E

3.5.3.3 PLANO DEL SISTEMA DE BAJA TENSIÓN.

Se presenta la construcción de obra eléctrica secundaria subterránea requerida para

suministrar el servicio de energía eléctrica a los usuarios del área del proyecto como son el

conductor secundario, conectores múltiples de baja tensión. En la Fig. 3.6 se presenta la

instalación de baja tensión de la propuesta del proyecto optimizado subterráneo.

Figura 3.6 instalación de Baja Tensión de la Propuesta Optimizada Subterránea.

59

3.5.3.4 PLANO DEL ÁREA DE INFLUENCIA DEL TRANSFORMADOR E3.

Se presenta la construcción de obra eléctrica secundaria subterránea requerida para

suministrar el servicio de energía eléctrica a los usuarios del área de influencia del transformador

E3 del proyecto como son el conductor secundario, conectores múltiples de baja tensión. En la

Fig. 3.7 se presenta la instalación del área de influencia del transformador E3, del proyecto


Figura 3.7 Área de Influencia del Transformador E3 del Proyecto Optimizado Subterráneo.

60

E

E

M

M

M

M

M

M

M

M

M

M

M

M

M

M

M

M

M

M

M

M M M M M M M M M

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M M M M M M M M M

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M M M

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M M M M M

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M MMMM M

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M

M

M M M M M MM

M M M M M M M M M

M

MM

M

M

MM

MM

M

M

M

M

M

M

3.5.3.5 PLANO DE DISTRIBUCIÓN DE ACOMETIDAS PARA USUARIOS

ALIMENTADOS EN BAJA Y MEDIA TENSIÓN.

Se presenta la construcción de obra eléctrica de acometidas secundarias y primarias

subterráneas requeridas para suministrar el servicio de energía eléctrica a los usuarios en el área

del proyecto como son el conductor secundario, conectores múltiples de baja tensión. En la Fig.

3.8 se presenta la instalación acometidas secundarias y primarias subterráneas del proyecto


Figura 3.8 Acometidas Secundarias y Primarias Subterráneas del Proyecto Optimizado Subterráneo.

61

3.6 OBTENCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DEL SISTEMA SUBTERRÁNEO PROPUESTO OPTIMIZADO.

Se obtienen las pérdidas en la red secundaria y en los transformadores de distribución que

forman parte del área del proyecto optimizado, las cuales serán utilizadas para la evaluación

económica del mismo. Las instalaciones actuales están alimentadas por medio de cuatro

transformadores monofásicos uno de 50 kVA, uno de 75 kVA y dos de 100 kVA [16].

En la Tabla 3.5 se presenta la relación de la caída de tensión y las pérdidas de potencia de la red

subterránea propuesta optimizada, obteniéndose un total de 6 046 W de pérdidas en el sistema

subterráneo.

Tabla 3.5 caída de tensión y pérdidas en los transformadores de la red subterránea propuesta optimizada.

W W % W % W % W % W %

E1 50 633 1.36 48 0.12 1.65 85 0.21 0.92 37 0.09 2.15 152 0.37

E2 100 1061 0.9 35 0.04 1.98 118 0.15 2.69 230 0.28 2.82 239 0.3 1.78 105 0.13

E3 100 1061 1.22 50 0.06 2.7 330 0.41 1.76 137 0.17 2.82 210 0.26

E4 75 834 2.87 184 0.3 2.8 295 0.49 0.62 28 0.05 2.2 174 0.29

325 3,589 317 828 432 775 105

3,589 PÉRDIDAS RED W 2,457

TOTAL W 6,046

PÉRDIDAS TRANSFORMADOR W

CAIDA TENSIÓN %

PÉRDIDAS

CIRCUITO 3 CIRCUITO 4PÉRDIDAS EN TRANSFORMADOR

CIRCUITO 2

PÉRDIDAS

CIRCUITO 1

CAIDA TENSIÓN %

CIRCUITO 5

CAIDA DE TENSIÓN Y PÉRDIDAS DE POTENCIA PROYECTO SU BTERRÁNEO OPTIMIZADO

TRANSFORMADOR 3F

CAPACIDAD KVA CAIDA TENSIÓN

%PÉRDIDASCAIDA

TENSIÓN %CAIDA TENSIÓN

%PÉRDIDAS PÉRDIDAS

62

3.7 OBTENCIÓN DEL PRESUPUESTO DE LAS OPCIONES DEL PROYECTO.

Se obtiene el presupuesto para las tres opciones del proyecto: aéreo, subterráneo base y

subterráneo optimizado, observándose que el proyecto aéreo es el más económico de los tres, el

proyecto base subterráneo es el más costoso y el subterráneo optimizado es la opción intermedia.

En la Tabla 3.6 se presentan los presupuestos de los tres proyectos.

Tabla 3.6 Presupuesto de las opciones de proyecto.

OBRA CIVIL OBRA ELECTROMECÁNICA TOTAL IVA INCLUIDO

AÉREO 157 063,62 1 434 711,8 1 830 542,00

SUBTERRÁNEO BASE 1,411,385 2 827 613,77 4 874 849,07

SUBTERRÁNEO OPTIMIZADO 956 731,00 1 857 182,00 3 236 000,00

PRESUPUESTO OPCIONES DE PROYECTO

PRESUPUESTO $OPCIÓN

63

3.8 EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PROYECTO Y SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA.

Se efectuó la evaluación económica de las tres opciones de proyecto: aéreo, subterráneo base y

subterráneo optimizado, aplicando el Sistema Integral Administración Distribución SIAD [13], el

Método de Evaluación Económica de la empresa San Diego Gas & Electric Co. [19] y la

metodología Análisis del Costo del Ciclo de Vida [20], se consideraron para su evaluación y análisis

las tres condiciones de servicio siguientes: normal, contingencia anual y contingencia extraordinaria.

Para la condición de servicio normal se consideraron los costos de: inversión inicial, operación

y mantenimiento, interrupciones normales y pérdidas de energía y demanda. En la Tabla 3.7 se

presentan los resultados en $/Año de la evaluación económica de las tres opciones del proyecto. El

costo anual de pérdidas de potencia y de energía fue calculado utilizando los valores de pérdidas de

potencia y de energía por kW en los niveles de baja y media tensión establecidos en el SIAD, el

factor de pérdidas y el factor de responsabilidad. Para determinar el costo anual de operación y

mantenimiento se calculó el costo por km de línea global de la ZDPR y se aplicó este a la longitud

de la línea del proyecto. Para el costo anual de interrupciones, se obtuvo el costo anual de

interrupción en el primario utilizando el TIU para el primario en el área del proyecto (1.26 h), la

demanda promedio (258.6 kW) y el precio de la energía no servida (15.6 $/kWh). Para el TIU en el

secundario se aplicó un valor de 4 veces el TIU en el primario del área del proyecto de acuerdo a

estadísticas del SIAD.

Tabla 3.7 Resultados de la evaluación económica de las opciones del proyecto en $/Año, en condición normal.

OPCIÓN

DE PROYECTO $ INVERSIÓN

INICIAL $/AÑO DE PERDIDAS

$/AÑO OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO $/AÑO DE INTERRUPCIONES

AÉREO 1,830,542 17,228 6,600 25,415

SUBTERRÁNEO OPTIMIZADO 3,236,000 18,380 329 109

SUBTERRÁNEO BASE 4,874,849 24,651 329 109

64

3 4

AÑOS

COSTOS

30 0 1 2

CI

CPE + CINT + COYM

En la Tabla 3.8 se presenta el VP del costo total de la evaluación económica de las tres opciones del

proyecto para la condición de servicio normal. En donde se determinó el VP de las pérdidas de

potencia y de energía aplicando el factor de valor presente al costo anual de perdidas. El VP de

operación y mantenimiento se calculó aplicando el factor de valor presente al costo anual de

operación y mantenimiento y el VP de interrupciones se calculó aplicando el factor de valor presente

al costo anual de interrupciones. Para determinar el factor de valor presente, se consideró una tasa de

descuento i (12 %) y un período de vida de las instalaciones n (30 años). En la figura 3.9 se

presentan los flujos de la evaluación económica de las tres opciones del proyecto, para la condición

de servicio normal, se consideraron los costos de inversión inicial (CI), costo de pérdidas (CPE),

costo de operación y mantenimiento (COYM) y costo de interrupciones (CINT).

Figura 3.9 Flujos en condición de servicio normal.

Tabla 3.8 Resultados de la evaluación económica de las opciones del proyecto en VP, en condición normal.

OPCIÓN DE PROYECTO VP PERDIDAS

VP OPERACION Y MANTENIMIENTO

VP DE INTERRUPCIONES

VP COSTO TOTAL

RELACION DE COSTO

UNITARIO CON RESPECTO AL

AÉREO

AÉREO 138,685 53,130 204,592 2,226,949 1.00

SUBTERRÁNEO OPTIMIZADO 147,959 2,648 877 3,387,484 1.52

SUBTERRÁNEO BASE 198,440 2,648 877 5,076,814 2.28

65

Para la condición de servicio contingencia anual se consideraron los costos de: Reparación e

interrupciones. En la Tabla 3.9 se presentan los resultados en $/Año de la evaluación económica de

las tres opciones del proyecto. Para determinar el costo anual de reparación se calculó el costo por

km de línea global de la ZDPR y se aplicó este a la longitud de la línea del proyecto, utilizando el

costo de reparación de contingencia del año 2006. Para el costo anual de interrupciones, se obtuvo el

costo anual de interrupción en el primario utilizando el TIU para el primario en el área del proyecto

(1.26 h), la demanda promedio (258.6 kW) y el precio de la energía no servida (15.6 $/kWh). Para el

TIU en el secundario se aplicó un valor de 4 veces el TIU en el primario del área del proyecto de

acuerdo a estadísticas del SIAD.

Tabla 3.9 Resultados de la evaluación económica de las opciones del proyecto en $/Año, en condición de

contingencia anual.

OPCIÓN DE PROYECTO $/AÑO DE REPARACIÓN $/AÑO DE INTERRUPCIONES

AÉREO 248 25,415

SUBTERRÁNEO OPTIMIZADO 12 61

SUBTERRÁNEO BASE 12 61

66

3 4 AÑOS

COSTOS

30 0 1 2

CREPA + CINTA


proyecto para la condición de servicio contingencia anual. En donde se determinó el VP de

reparación aplicando el factor de valor presente al costo anual de reparación y el VP de

interrupciones se calculó aplicando el factor de valor presente al costo anual de interrupciones. Para

determinar el factor de valor presente, se consideró una tasa de descuento i (12 %) y un período de

vida de las instalaciones n (30 años). En la figura 3.10 se presentan los flujos de la evaluación

económica de las tres opciones del proyecto, para la condición de servicio contingencia anual, se

consideraron los costos de reparación anual (CREPA) y el costo de interrupción anual (CINTA).

Figura 3.10 Flujos en condición de contingencia anual.

Tabla 3.10 Resultados de la evaluación económica de las opciones del proyecto en VP, en condición de

contingencia anual.

OPCIÓN DE PROYECTO VP DE REPARACIÓN VP DE INTERRUPCIONES

VP COSTO TOTAL

RELACIÓN DE COSTO UNITARIO CON RESPECTO AL

AÉREO

AÉREO 1,999 204,592 206,591 1.00

SUBTERRÁNEO OPTIMIZADO 100 491 591 0.003

SUBTERRÁNEO BASE 100 491 591 0.003

67

Para la condición de servicio contingencia extraordinaria se consideraron los costos de:

Reparación e interrupciones. En la Tabla 3.11 se presentan los resultados en $/Año de la

evaluación económica de las tres opciones del proyecto. El período de reparación de 7.5 años, se

calculó utilizando el historial de contingencias que se presentaron en la ZDPR. Para determinar el

costo por período de reparación se calculó el costo por km de línea global de la ZDPR y se aplicó

éste a la longitud de la línea del proyecto, utilizando el costo de reparación de contingencia del

año 2007. Para el costo por período de interrupciones, se obtuvo el costo de interrupción en el

primario utilizando el TIU para el primario en el área del proyecto (17.15 h), la demanda

promedio (258.6 kW) y el precio de la energía no servida (15.6 $/kWh).

Tabla 3.11 Resultados de la evaluación económica de las opciones del proyecto en $/Año, en condición de

contingencia extraordinaria.

OPCIÓN DE PROYECTO $/7.5 AÑOS DE REPARACIÓN $/7.5 AÑOS DE INTERRUPCIONES

AÉREO 34,186 69,186

SUBTERRÁNEO OPTIMIZADO 1,709 166

SUBTERRÁNEO BASE 1,709 166

68

7.5 15 AÑOS

COSTOS

30 0 22.5

CREPE + CINTE


proyecto para la condición de servicio contingencia extraordinaria. En donde se determinó el VP de

reparación aplicando el factor de valor presente al costo anual de reparación y el VP de

interrupciones se calculó aplicando el factor de valor presente al costo anual de interrupciones. Para

determinar el factor de valor presente, se consideró una tasa de descuento i (12 %) y cuatro períodos

durante el tiempo de vida de las instalaciones n (30 años). En la figura 3.11 se presentan los flujos de

la evaluación económica de las tres opciones del proyecto, para la condición de servicio

contingencia extraordinaria, se consideraron los costos de reparación extraordinaria (CREPE) y el

costo de interrupción extraordinaria (CINTE).

Figura 3.11 Flujos en condiciones de contingencia extraordinaria.

Tabla 3.12 Resultados de la evaluación económica de las opciones del proyecto en VP, en condiciones de

contingencia extraordinaria.

OPCIÓN DE PROYECTO VP DE REPARACIÓN

VP DE INTERRUPCIONES

VP COSTO TOTAL

RELACIÓN DE COSTO UNITARIO CON

RESPECTO AL AÉREO

AÉREO 24,669 49,924 74,593 1.00

SUBTERRÁNEO OPTIMIZADO 1,233 120 1,353 0.02

SUBTERRÁNEO BASE 1,233 120 1,353 0.02

69


proyecto para las tres condiciones de servicio siguientes: normal, contingencia anual y contingencia

extraordinaria. Desde el punto de vista del análisis del costo de ciclo de vida la opción más

económica y rentable es la opción aérea considerando en la evaluación los costos de: inversión

inicial, operación y mantenimiento, interrupciones y pérdidas de energía y demanda. Se aprecia que

la opción subterránea optimizada es superior en costo en un 35 % con respecto a la aérea.

Tabla 3.13 VP del costo total de la evaluación económica de las tres opciones del proyecto.

OPCIÓN VP CONSTRUCCIÓN Y NORMAL

VP CONTINGENCIA ANUAL

VP CONTINGENCIA EXTRAORDINARIA VP TOTAL

RELACIÓN DE COSTO UNITARIO

CON RESPECTO AL AÉREO

AÉREO 2,226,949 206,591 74,593 2,508,134 1.00

SUBTERRÁNEO BASE 5,076,814 591 1,353 5,078,758 2.02

SUBTERRÁNEO OPTIMIZADO 3,387,484 591 1,353 3,389,428 1.35

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 4.1 CONCLUSIONES.

Como resultado del trabajo de tesis se obtiene que la opción del proyecto aéreo es la que

requiere menor inversión inicial e inversión total, de acuerdo a su evaluación económica

considerando en la evaluación los costos de inversión inicial, costos de operación y mantenimiento,

costos de interrupciones y costos de pérdidas, es la más rentable de las tres opciones propuestas.

Se concluye que la opción de proyecto subterráneo optimizado, es superior en un 35 % de

costo total que la opción aérea y representa un 66 % del costo total del proyecto subterráneo base,

por lo que se obtiene una disminución considerable de los costos al construir de una forma

optimizada. Por lo que se aprecia que la opción optimizada cumple con el objetivo de este trabajo de

tesis.

70

La opción subterránea base representa un 102 % más de inversión total que la opción aérea y

un 34 % más del costo de inversión total que la opción subterránea optimizada, la cual al construirse

en forma sobredimensionada nos representa mayor cantidad de instalaciones que incrementan en

forma innecesaria el activo fijo de la CFE, repercutiendo durante toda su vida útil en un mayor costo

de mantenimiento. La opción subterránea base es la menos favorable para realizarse.

4.2 RECOMENDACIONES.

Se aprecia que la opción optimizada cumple con los objetivos de obtener un proyecto que

minimice los costos de inversión de los proyectos a efectuar en la ZDPR y promover la construcción

del sistema subterráneo. Conforme se incremente el uso de equipos y accesorios al construir una

mayor cantidad de instalaciones mediante el sistema subterráneo, los costos de este sistema con

respecto al sistema aéreo se irán disminuyendo, proporcionando cada vez una mayor proximidad

entre los costos de ambos sistemas y en un corto plazo, nos presente una igualdad en rentabilidad,

por lo que se debe continuar aplicando y promoviendo los convenios de CFE con organizaciones

como INFONAVIT- CMIC-CANADEVI para efectuar desarrollos subterráneos de electrificación de

vivienda.

En el presente trabajo de tesis para minimizar aún más los costos quedan como áreas de

oportunidad las siguientes:

� Evaluar el proyecto con nuevos materiales de construcción en los muretes, registros

secundarios y registros primarios.

� Evaluar la posibilidad de utilizar el cable del sistema subterráneo directamente

enterrado, teniendo la necesidad de interactuar con los municipios para regular el

permiso a la población para efectuar obras en donde exista el riesgo de daño al

conductor.

� Interactuar con personal contratista para promover la innovación de equipo.

71

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