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INDICE

1)Introducción

2)Marco Conceptual de la Planificación de la Expansión

3)Proceso jerárquico de Planificación de la Expansión.

4)Zonificación Eléctrica

5)Estudios de Pérdidas basado en Zonificación Eléctrica.

6)Estudios de Planificación de la Distribución basado en

Zonificación Eléctrica.

Instituto de Energía Eléctrica – UNSJ – Alberto Vargas

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Introducción

Problemas Sector Eléctrico: Deficiencias en la Gestión Deterioro de la Infraestructura Crecimiento sostenido de la Demanda Eléctrica Sin Uso Eficiente Altos niveles de Pérdidas Mala Calidad de Servicio Crisis Económica y Financiera Problemas Tarifaros – Subsidios. Exceso de Personal o Inadecuada Asignación. Restricciones Ambientales.

LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN LATINOAMERICANOS NO ESCAPAN A ESTA REALIDAD


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ANTECEDENTES y DIAGNÓSTICO DE LA DISTRIBUCIÓN:Inversiones Distribución 50-60% infraestructura Sector Eléctrico.La Imagen del Sector Eléctrico la brindan las Distribuidoras: Calidad de Servicio.

• SE AT/MT y Alimentadores MT responsable 80% interrupciones a usuarios.

Alimentadores 90% SE AT/MT 10%

• Red BT: menor al 15%• Red Transmisión menor al 5%

Pérdidas 6-25%, o mayores. La Distribución es mayor responsable. La falta inversión produce deterioro progresivo y se nota a los ~5 años.No cabe duda la Mayor Atención que necesita el Sector Distribución en

forma permanente.Instituto de Energía Eléctrica – UNSJ – Alberto Vargas

Introducción

Instituto de Energía Eléctrica – UNSJ – Alberto Vargas 5

América latina. Sector eléctrico.

NUEVOS DESAFÍOS PARA LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN:

1)Calidad de Servicio: Demanda inclaudicable de la sociedad.

2)Eficiencia: Solo lograda con Red Adaptada de Distribución (RAD).

3)Las limitaciones presupuestarias exigen nuevas habilidades EDs.

4)La GD y Redes Inteligentes plantean requerimientos complejos a las RD: Planificación, Monitoreo, Despacho, Demanda Elástica.

5)La nobleza de las RD y la gestión intuitiva ya no son suficientes, se necesita gestión eficiente que se logra sobre la base de Regulación, Gestión, Tecnología y RRHH especializados.

6)Una moderna y sistematizada PE de las RD puede reducir costos en un ~ 10% respecto de una PE intuitiva-clásica.

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Marco Conceptual de la Planificación de la Expansión (PE)


Instituto de Energía Eléctrica – UNSJ – Alberto Vargas 7

Marco Conceptual: Principios Generales PE

CONCEPTOS Y USOS TRADICIONALES USADOS EN PE SD:La PE sencilla, usa pocos conceptos técnicos, con reglas de Calidad

Servicio blandas-cualitativas, sin cuantificación de sus efectos.No existe una PE Jerárquica y Articulada que asegure Solución

Cercana Optimo Económico o sea la RAD.PE No Resulta de Trade-off Inversiones Subtransmisión vs

Distribución: Subtransmisión: Planificación Largo Plazo 10 años. Independiente. Distribución: Plan de Obras de muy corto plazo 1-2 años. Independiente.

Son Soluciones Robustas, con Escasas Consideraciones Económicas Integrales y sin Análisis de Riesgos debido Incertidumbres.

RD no se modelan, son como equivalentes de demanda a nivel CD, sin importar su caracterización ni su localización a nivel micro-zonas.

Uso SI muy limitado respecto de las RD y la Demanda Desagregada.Las RD se consideran como un Mini Sistema de Potencia Devaluado.

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Marco Conceptual: Principios Generales PE

NUEVOS CONCEPTOS:Aceptar que RD avanzan hacia incorporación nuevos componentes

activos y pasivos, gran automación, donde la nobleza RD no alcanza.Incorporar Conceptos Microeconomía. Mayor complejidad, análisis

beneficio-riesgo, flexibilidad y costo oportunidad.Consignas-señales de Calidad de Servicio y Eficiencia: • Al tradicional suministro eléctrico económico y voltaje adecuado,

se agrega la Calidad Servicio Integral.• Incumplimiento normas implica penalizaciones económicas EDs

(ENS).Necesidad de considerar en PE distribución MT-BT la demanda

desagregada para definir distintas tecnologías constructivas.Necesidad considerar múltiples escenarios generación-demanda

para las RD.


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Marco Conceptual: Horizonte, División PE, JerarquíaNUEVOS PARADIGMAS: La PE evolucionó, jerárquica y con distintos horizontes y conceptos:PE Largo Plazo: Establece Estrategia PE. Se define características

básicas y estructurales de AT y RD. Se necesita análisis mirando el SD completo de la Distribuidora. AT vs MT, sin mirar BT.

PE Mediano Plazo. Definición Estándares-Normalizados: Determinarlos según características particulares de las microzonas de estudio ATD a nivel de RD y considerando las características de Demanda Localizada. MT vs BT con AT definido.

PE o Proyectos Corto Plazo-Plan de Obras RD:• Proyectos concretos RD para solución problemas puntuales.• Fecha entrada en servicio de equipo o de instalación (timing).• Utiliza estándares RD definidos etapa anterior, PE Mediano Plazo.• Priorización proyectos basado Beneficio/Costo y Riesgo.


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Etapas SSEE y Coordinación Etapas Planificación

Nivel de Tensión

Generación

Transmisión

Subtransmision Distribución MT

Consumo

G

Sistema

MT

EAT ó AT

AT ó MT

BTDistribución BT

GD

Subsistema G-T

Subsistema ST-DP-DSÁmbito Distribuidoras


Instancia Coordinación

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PE Largo Plazo (15-20 años)

Definir características grandes inversiones: Esto es: “Mandatorio Estructural ST vs Orientativa

Económica Alimentadores”. Referido a Subtransmisión (ST) interesa técnicamente: SE AT/MT: Ubicación, Tamaño, cantidad, reserva y

modularidad. Líneas ST: Topología, esquema (radial o en anillo) y secciones

conductor. Requiere coordinación con PE transmisión nacional.Referido a Distribución interesa económicamente: Extensión-longitud, tipo (aérea, subterránea, etc), sección y

cantidad de alimentadores primarios por SE AT/MT. Sus características nominales se definen etapa mediano plazo.


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PE Mediano Plazo (10 años) Sobre la base de resultados PE Largo Plazo se estudian: Características más específicas nominales del equipamiento de ST

en cuanto a capacidad y el timing: SE AT/MT: Principalmente año entrada servicio, verificación módulos de

trafos y reserva de potencia. Líneas de ST: Año de entrada en servicio y nivel reserva.

Definir estándares constructivos típicos RD MT, BT y SE MT/BT. Dirigido cubrir mercado con crecimiento vertical-horizontal de demanda, o localización catastral-geográfica y características-densidad de la misma: SE MT/BT: Módulos, Tipo (aérea, a nivel, subterránea), reserva. Alimentadores MT: Cantidad salidas SE AT/MT, sección conductor, tipos

líneas, traza aproximada, longitud, reserva crecimiento y transferencia. Redes BT: Cantidad salidas SE MT/BT, secciones conductores troncales y

derivaciones, tipos líneas (aérea, subterránea, pre-ensamblado), extensión o áreas servicio típicas.

Esquemas protección y maniobras. Consideración confiablidad redes. Instituto de Energía Eléctrica – UNSJ – Alberto Vargas

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PE corto plazo, “Plan de Obras” (1-5 años)• Se desarrollan mayor detalle proyectos concretos que ejecutarán

en próximos 1-5 años.• Compiten por presupuesto proyectos inversión en el Corto Plazo

y con aquellos asociados a tareas de O&M.• Los proyectos RD son proyectos individuales o grupales

considerando los requerimientos de demanda localizada a nivel de micro-área.

• Comprende los siguientes pasos:–Primero se diseñan proyectos considerando contexto y evaluándolos

técnica- económica, formulando y analizando posibles variantes para solución del mismo. Se mide el impacto económico en base a los indicadores de desempeño como pérdidas, calidad servicio, prioridad.

–Segundo, se priorizan proyectos individuales o conjuntos. Se realiza considerando sus costos, los beneficios y el riesgo derivado de parámetros como la demanda, el precio de la energía, etc.

–Revisión anual de índices de desempeño y orden de mérito.Instituto de Energía Eléctrica – UNSJ – Alberto Vargas

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ESTUDIOS PÉRDIDAS DE LAS REDES DE LA DISTRIBUIDORA.

Aplicación del Concepto-Técnica de

Zonificación Eléctrica


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Estudio Pérdidas. Características. Etapas.

BD Redes:• Uso BD GIS Eléctrico, ST, MT, BT, Catastro y Usuarios.• Uso BD Demanda: CIS (consumos, cat. tarifas), Curvas Típicas.

Zonificación Eléctrica Mercado-Área Concesión:• Estimación-asignación demanda-usuario a nivel cuadrícula.• Determinar densidad de demanda a nivel cuadrícula.• Agrupar cuadrículas adyacentes según densidad demanda.• Resultados: Áreas Típicas función de Densidad Demanda.

Estimación-asignación carga a nivel RD MT y BT.Estudios para determinar Pérdidas red existente:

• Metodología red MT o distribución primaria.• Metodología red BT o distribución secundaria.


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Estudio Zonificación Eléctrica Mercado. OBJETIVO: Técnica con bases matemáticas que permite

estudiar técnica-económicamente las redes en MT y BT, reduciendo estadísticamente el gran volumen de datos.

ALCANCE: Cubre totalidad de las redes de distribución urbanas. METODOLOGIA:

La metodología se basa en el Análisis Clúster-Conglomerados. Se basa en representación estadística del área concesión

dividiéndola en sub-áreas (zonas) homogéneas principalmente dentro de cierto rango de densidad demanda.

La cantidad de zonas adoptadas depende: De las tecnologías de RD utilizadas. Del rango total de densidad de demanda. De las RAD asociadas a las diferentes tecnologías.


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Estudio Zonificación Eléctrica Mercado.Caracterizar cada cuadrícula geográfica Área Concesión

Distribuidora desde la Demanda de Potencia.Zonificación Mercado mediante Áreas Típica Distribución (ATD).

Cubren totalidad área de concesión: MAD, AD, MD, BD y Rural. ATD: Subdivisión área concesión en base a cuadrículas contiguas homogéneas

en densidad de potencia (MW/km2).Dentro ATDs, se seleccionan Áreas Típicas Seleccionadas (ATS).

ATS: Se selecciona una porción típica de la ATD para la cual se definen las instalaciones adaptadas a la demanda.

Estas ATSs, son la base para posterior estudio de los SER: Caso Estudio de Pérdidas en las instalaciones de BT. Caso Planificación Mediano Plazo: Estándares Constructivos y

Operativos para diseño de la RAD en MT y BT.RAD:Redes BT, MT y SEDs óptimas en relación a demanda, considerando

costos: inversión, pérdidas, O&M y Calidad Servicio.


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Estudio Zonificación Eléctrica Mercado.

Ejemplo Área Concesión con tres Zonas-Poblaciones.Cada Zona Subdividida ATDs: MAD; AD, MD, MD y Rural.


Zona UNO

Zona DOS

Zona TRES

MAD

AD

MD BD

AD MD BD

Rurales

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Se realiza cuadriculado de las mismas. Cuadricula es la unidad mínima análisis para estudio. Se caracterizan por Densidad Poten. Máxima Simultánea. Se agrupan en sub-áreas rango homogeneidad, las ATDs. La experiencia muestra en general: Suficiente zonificar función Densidad Pot. Máxima Simultánea. Es razonable utilizar cuadrículas de tamaño 500x500 metros. Agrupar las densidades para el caso de la demanda en BT o MT.


ATD Rangos BT [MW/km2]

1 - Rural 0.20

2 - Baja Densidad 0.20 < 1.20

3 - Media Densidad 1.20 < 3.00

4 - Alta Densidad 3.00 < 8.00

5 - Muy Alta Densidad 8.00 <

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Caracterización ATDs resultantes con cuadrículas 500x500 metros considerando usuarios de BT.

Cantidad y densidad de Usuarios por ATDs.


Densidades límites Usuarios Superficie

Densidad Potencia Promedio

Densidad Usuarios Potencia

ATD [MW/km 2 ] Cantidad [km 2 ] [MW/km 2 ] [Usu/km 2 ] [MW] Muy Alta Densidad 8.00 < δ 13182 1.25 13.95 10545.60 17.43 Alta Densidad 3.00 < δ ≤ 8.0 30270 8.41 4.24 3599.29 38.15 Media Densidad 1.20 < δ ≤ 3.0 117835 55.10 1.93 2138.57 120.74 Baja Densidad 0.20 < δ ≤ 1.2 74627 76.64 0.53 973.73 82.95 Rural δ < 0.2 31575 112.70 0.03 280.17 29.06

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Vista General. Cuadrículas 500x500 mts. Red BT.


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General. Cuadrículas 500x500mts. BT y MT.


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Zonificación Eléctrica Mercado. Soporte Google Earth®

ANÁLISIS VISUAL UTILIZANDO SOPORTE DE GOOGLE EARTH®


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Zonificación Eléctrica Mercado. Soporte Google Earth®

Cuadrículas de 500x500 metros.


Zonificación de áreas urbanas y semi-urbanasA continuación se muestra en forma gráfica el efecto del tamaño de la cuadrícula para los casos: Cuadrícula de 100 mts. Cuadrícula de 300 mts. Cuadrícula de 500 mts.

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Zonificación Eléctrica Mercado. Tamaño Cuadrícula.


Cuadrícula de 100 mts.

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27Instituto de Energía Eléctrica – UNSJ – Alberto Vargas



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Pérdidas. Elaboración Seudomediciones.


Original

Corregido

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Pérdidas. Compatibilización Mediciones/Seudomediciones.

Las mediciones utilizadas para potencia inyección en alimentadores y a la cual deben ajustarse las cargas distribuidas y las pérdidas.

Las cargas iniciales en las SE MT/BT se obtienen de consumos usuarios y curvas típicas de carga.

Proceso cálculo flujo potencia y estimación carga a nivel SE MT/BT.


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Cálculo Pérdidas. Objetivos y Alcances. Objetivos• Estudio integral pérdidas técnicas de potencia y energía sobre el área

completa de concesión Distribuidora.• Pérdidas No Técnicas se determinan por diferencia.Alcances• Red completa AT escenarios representativos.• Para red MT: Cálculo pérdidas con todos alimentadores y 12

escenarios mensuales. • Para red BT:

Cálculo sobre circuitos típicos representativos (SER-ATS). Se considera zonificación eléctrica completa del área de concesión en base a las

densidades de demanda. 12 escenarios mensuales.

Luego se hacen extensivos los resultados de BT de cada ATS-SER a ATD.

• Acometidas.• Medidores de Usuarios.


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Cálculo Pérdidas. Métodos. Método Tradicional• Cálculo pérdidas MT-BT con estudios sobre red completa o

muestreo.• Completa: Significaría ajustar gran volumen datos MT-BT

Usuarios. Si bien parece ideal significa esfuerzo superlativo en BT.• Muestreo: Adoptar al azar alimentadores y circuitos BT. ¿Cómo? Se propone-posible utilizar método red completa para MT. Se propone método Estadístico (Muestreo Representativo) en BT.• Combinación flujos potencia, estimando cargas circuitos BT

típicos.• Resultados pérdidas extensivos por similitud al área de

concesión. • La similitud consiste en determinar ATS-SER de ATD con cierta

homogeneidad del mercado y de las redes de distribución.


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Cálculo Pérdidas en MT. Formulas típicas. Pérdidas en líneas y trafos distribución:

Pérdidas de Energía:


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Cálculo Pérdidas. Resultados MT. Para cada alimentador y para cada mes se calcula la Pot. Máx. y

usando factor de pérdidas función factor de carga se calcula pérdidas energía mensual.

Se determinan pérdidas anuales utilizando 12 escenarios mensuales.


Pérdidas Energía Pérdidas Potencia

% KWh % (1) Kw Líneas respecto inyectada en MT 2,02% 70.273.054 2,82% 16.196 Cu Transformadores MT/BT respecto inyectada en MT 0,48% 16.526.565 0,68% 3.896 Fe Transformadores MT/BT respecto inyectada en MT 0,84% 29.168.703 0,58% 3.333 Cu+Fe Transformadores MT/BT respecto Inyectada en MT 1,32% 45.695.268 1,26% 7.229

Pérdidas Energía total Líneas + Fe + Cu: 3,34% 115.968.321 4,08% 23.425

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Pérdidas. Cálculo BT. Selección de circuitos típicos:

Se eligen conjuntos circuitos BT colindantes representativos. Cada juego se elige como ATS-SER de BT. Quedan seleccionados los SER BT que son los que se

evaluarán respecto de las pérdidas.Cantidad de circuitos BT por Zona, ATD y ATS


ATD MAD ATD AD ATD MD ATD BD ATD Rural

Zona ATS1 ATS2 ATS3A ATS3B ATS4A ATS4B ATS5A ATS5B

UNO 12 19 12 7 5 4 2

DOS No existe 6 11 16 9 10 5

TRES No existe 9 9 5 5 9 6

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Pérdidas. Cálculo BT en SER-ATS.


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Cálculo Pérdidas. Acometidas y Medidores.


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Pérdidas. Balance AT, MT, BT, Acometida y Medidores


Balance de Ingreso Energía y Potencia por Estadio

Energías [MWh]

Energías [%]

Potencia Simultánea

[MW]

Potencia Simultánea

[%] Comprada – Ingresada a AT 3.533.500 100,00% 583,12 100,00% Demanda AT -549.448 15,55% -59,29 10,17% Pérdidas AT (líneas y trafos AT) -102.604 2,90% -9,76 1,67%

Subtotal Inyección MT 2.881.448 Demanda MT -845.719 23,93% -91,29 15,66% Pérdidas MT Líneas -58.290 1,65% -12,58 2,16% Pérdidas Trafos MT/BT -37.903 1,07% -6,47 1,11%

Subtotal Inyección BT 1.939.536 Demanda BT -1.712.505 48,46% -344,01 58,99% Pérdidas No Técnicas -151.767 4,30% -34,75 6,05% Pérdidas BT Líneas -65.345 1,85% -20,81 3,57% Pérdidas Medidores y Acometidas -9.919 0,28% -4,16 0,62% Resumen Pérdidas Técnicas y No Técnicas

Perdidas Técnicas Totales 274.061 7,76% 53,78 9,13% Perdidas No Técnicas 151.767 4,30% 34,75 6,05% Perdidas Técnicas y No-Técnicas 425.828 12,05% 88,53 15,18%

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PLANIFICACIÓN DE EXPANSION MEDIANO PLAZO:

Determinar los Normalizados Óptimos o Estándares de RAD


OBJETIVOS

Realizar un estudio para determinar los “estándares constructivos de distribución, óptimos”, o “normalizados”, que resultan del “dimensionamiento óptimo” de una Red Adaptada de Distribución (RAD).

ALCANCESSe determinan los “normalizados óptimos” para las distintas Zonas ATD Distribuidora, resultado optimización:

Red MT SE MT/BT Red BT

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PE MP: Normalizados Óptimos MT y BT


Puntos Inyección

MT

Usuarios

La necesidad definir Normalizados se sustenta en:

Los resultados RD PE MP son orientativos visto desde inversiones y no de su aplicación particularizada.

La evolución de la demanda de ATD se puede determinar con exactitud, no así a nivel micro áreas, dado que está afectada de importantes incertidumbres.

Las ATD tienen necesariamente asociada una tecnología estandarizada o normalizados.

Finalmente interesa definir qué tipo de tecnología corresponde (normalizado) a un área de densidad demanda típica y no en qué lugar de la misma.

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LOS NORMALIZADOS ÓPTIMOS:

Son resultado de PE de Mediano Plazo.

Varían según parámetros característicos del mercado de la ED: Demanda Arquitectura red, tecnología disponible, costos

unitarios, etc. Restricciones municipales. Restricciones geográficas – ambientales.

Deben resultar de la optimización de un conjunto variantes y alternativas de instalaciones (red MT, red BT y SE MT/BT) adecuadamente articuladas.

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CONCEPTO DE BANDAS-RANGOS:

Conjuntos de equipos cuyas capacidades nominales cubren cierto rango dentro de todas las posibilidades que ofrece un determinado producto comercial.

Ejemplo: Transformadores MT/BT trifásicos

Capacidades comerciales disponibles: numerosas entre 1 y 1200 [kVA].

Bandas o rangos en [kVA]: (315, 250, 100); (630, 315, 160); (800, 400, 250); etc.

Lógicamente la conformación y uso de las bandas guarda una estrecha relación con la densidad de demanda de la ATD.

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CRITERIOS DE PLANIFICACIÓN:

Factor de potencia

Normas de calidad de servicio (tensión y confiabilidad)

Nivel de reserva para crecimiento y confiabilidad en redes BT, centros MT/BT y alimentadores MT.

Distinción entre zonas urbanas-semiurbanas y rurales

ESQUEMA METODOLÓGICO DE SOLUCIÓN:

Común Denominador SE MT/BT

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Red MT ↔ SE MT/BTs ↔ Red BT


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Demanda. Metodología.

Metodología para el cálculo de proyecciones: Tipo heurística con el empleo de variables explicativas e

indicadores (modelo sectorial). Con fijación de objetivos de consumos vinculados a

pronósticos del crecimiento demográfico. Con análisis particular de sectores de consumo especiales.

Las proyecciones a nivel de usuarios finales se presentan: Por Departamento, por sector de consumo y desagregados

por nivel de tensión de suministro.Resultados: A nivel de usuario final y SE AT/MT o Centro

Distribución MT, para el área de concesión de la Distribuidora.


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Demanda. Datos Energía facturada mensual usuarios finales, por tarifa. 10 años.

Energía facturada y cantidad usuarios por Departamento.

Datos Grandes Usuarios. Información mensual: Energía consumida pico/valle/resto. Potencia máx. pico y no pico, pot. máx. mensual y pot. contratada y factor carga usuario.

Mediciones SMEC, energía diaria, Pot. Máx. registrada, 10 años.

Curvas carga típicas sectores consumos residencial, general, alumbrado público, grandes demandas.

Información de base socioeconómica de naturaleza estadística:

Censos Población y Vivienda. Departamentos involucrados.

Informe socio-económicos sector eléctrico entes oficiales/ privados.


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Demanda. Resultados.PROYECCIÓN• Proyecciones de consumos de energía y demandas de potencia

máxima y máxima simultánea.• La evolución del número de usuarios del sector residencial.


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Demanda. Resultados.

PROYECCIÓN


2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

5,75 4,03 4,02 3,99 3,96 3,93 3,88 3,83 3,78 3,72

7,82 5,14 5,07 4,99 4,90 4,79 4,69 4,58 4,46 4,34

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

5,75 4,03 4,02 3,99 3,96 3,93 3,88 3,83 3,78 3,72

8,08 5,28 5,21 5,12 5,02 4,91 4,79 4,67 4,55 4,42

Tasas de variación del consumo y la demanda proyectadas de EDEMSA

Energía Usu.final

Potencia Usu.final

ITEMTASA [%] DE CRECIMIENTO DEL CONSUMO Y LA DEMANDA DE USUARIO FINAL

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Demanda. Resultados.

PROYECCIÓN


Proyección de consumos de Usuarios Finales

Ventas proyectadas por Categoría [MWH]

T1 RES T1 G T1 ALP T2 BT T2 MT T2 RA BT T2 RA MT T2 AT GUMES-GUMAS TOTAL

2008 796.714,9 266.523,1 124.089,7 163.810,2 709.154,5 216.198,8 20.040,9 546.714,6 95.381,2 2.938.627,8

2009 861.424,0 310.936,5 146.505,6 175.276,9 729.719,9 218.360,8 20.141,1 549.448,2 95.858,1 3.107.671,3

2010 928.743,1 323.813,1 152.572,7 187.546,3 750.881,8 220.544,4 20.241,8 552.195,4 96.337,4 3.232.876,1

2011 998.481,5 337.167,8 158.865,1 200.674,6 772.657,4 222.749,9 20.343,0 554.956,4 96.819,0 3.362.714,8

2012 1.070.425,5 350.984,1 165.375,0 214.721,8 795.064,5 224.977,4 20.444,7 557.731,2 97.303,1 3.497.027,3

2013 1.144.342,2 365.243,8 172.093,9 229.752,3 818.121,3 227.227,2 20.547,0 560.519,8 97.789,6 3.635.637,1

2014 1.219.984,7 379.927,5 179.012,5 245.835,0 841.846,9 229.499,4 20.649,7 563.322,4 98.278,6 3.778.356,7

2015 1.297.097,4 395.015,6 186.121,6 263.043,4 866.260,4 231.794,4 20.753,0 566.139,1 98.770,0 3.924.994,8

2016 1.375.420,5 410.488,3 193.412,0 281.456,5 891.382,0 234.112,4 20.856,7 568.969,8 99.263,8 4.075.361,9

2017 1.454.696,3 426.327,2 200.874,9 301.158,4 917.232,0 236.453,5 20.961,0 571.814,6 99.760,2 4.229.278,1

2018 1.534.672,8 442.515,2 208.502,3 322.239,5 943.831,8 238.818,0 21.065,8 574.673,7 100.259,0 4.386.578,1

Año


METODOLOGÍACOMPLETA

PLANIFICACIÓNREDES

DISTRIBUCIÓNPARA TARIFAS

Ejemplo Modelo

Coordinación

Óptima

REDES MT vs BT

para ATD


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PE LP: Captación de Demanda MT/BT

Objetivo:–Realizar captación demanda por parte de SE MT/BT.–O sea asignar-captar la demanda desagregada geográficamente

a nivel de cuadrícula geográfica considerando las SE pre-existentes al año de corte en estudio.

–La captación de demanda de cuadrícula por las SE existentes previas al año de corte en estudio, y los módulos de transformación adaptados previamente definidos.

Resultado: Se cuenta para cada año de corte con SE MT/BT necesarias para cubrir la demanda, debidamente localizada geográficamente-catastralmente asociada con los usuarios.


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Proceso Metodológico Captación Carga MT

1. Se cuenta en forma preliminar con juegos-rangos de módulos de trafos, según ATD.2. Se cuenta con datos: Demanda desagregada por cuadrícula para cada año de corte.

La ubicación SE existente y nuevas para los años de corte previos al año en estudio y su potencia instalada en kVA.

3. Con sencilla herramienta ad-hoc, se capta automáticamente demanda de cada cuadrícula hasta cubrir potencia nominal de SE MT/BT existente para año corte.

4. Luego se tendrá: Quedan micro-áreas con demanda que no son abastecidas. En las proximidades del centro de carga del hueco una nueva SE MT/BT utilizando

alguno de los módulos del juego-rango elegido para esta oportunidad. El módulo es el más próximo, por exceso, a la demanda más el porcentaje de reserva.

5. Nuevas SE MT/BT se vinculan a red MT existente mediante tramos ad-hoc, que permitan realizar análisis de flujo de potencia o configuración de mínimas pérdidas para la captación óptima de la demanda de SE MT/BT por parte de las SE AT/MT.


Definición de sectores para trazado de alimentadores SE AT/MT conocidas resultado de la Planificación. Cálculo de áreas servicio SE AT/MT y cálculo demanda asociada. Planteo de variantes (cantidad-sección) de alimentadores. Determinación áreas de servicio de alimentadores.

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Selección, Trazado y análisis del alimentador típico

¿Cuántos seleccionar? Depende densidad demanda y capacidad. Proceso de trazado: Reubicación de SE MT/BT, trazado, análisis.

Determinación de costos y extensión de resultados.

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Variantes subsistema SE MT/BT – Red BT

Selección-adecuación ATS Corrección ubicación SE MT/BT dentro de las ATS Planteo de redes BT en concordancia ATS y SE MT/BT Captación de demanda (usuarios georeferenciados, asociación usuarios-

red, demanda máx. simultánea). Estudio sub sistema SE MT/BT + Red en cada ATS Ajustes y adecuaciones. Diseño final. Determinación costos y pérdidas por ATS Extensión resultados a toda el ATD función del área/potencia.

Compatibilización de variantes – Planteo de alternativas

Cada variante de SE MT/BT se compatibiliza con las de redes MT y BT y se genera la alternativa asociada.

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Evaluación económica de cada alternativa

VPALT X = VP∑ Costos(Inversión+ Pérdidas + O&M + Calidad Servicio)

Periodo de análisis: 10 años Considerar año base, año 3, 6 y 10 Tasa de interés. Considerar valor residual año 10. Costo pérdidas energía. Costo Energía No suministrada regulada.

Alternativa seleccionada: La de Menor VP.

Análisis de sensibilidad

Verificar estabilidad de la solución ante variaciones parámetros más significativos (demanda, costos, tasa).

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Variantes MT en 13,2 kV

Variante MT Potencias SEDKVA

Secciones Conductor Troncal

mm2

Secciones Conductor

Derivación a nuevas SEDs

mm2

Postación

Var_MT 1 100, 250 y 500 70, 95, 120 y 150 50 y 70 Mixto de Hº Aº y Madera




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Variantes BT y MT

Var_BT1 Var_BT2 Var_BT3 Var_BT4 Var_MT1 Var_MT2 Var_MT3 Var_MT4

Alternativas

Alt1-1 X X

Alt1-2 X X

Alt1-3 X X

Alt1-4 X X

Alt2-1 X X

Alt2-2 X X

Alt2-3 X X

Alt2-4 X X

Alt3-1 X X

Alt3-2 X X

Alt3-3 X X

Alt3-4 X X

Alt4-1 X X

Alt4-2 X X

Alt4-3 X X

Alt4-4 X X

ALTERNATIVAS DE EQUIPAMIENTO RED MT, SED Y RED BT

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SEDs

Troncal Derivaciones Refuerzos

[KVA] [mm2]

Alternativa Caso Sub_CasoValor Presente

[$]

Diferencia Respecto

Mínimo [%]

[mm2] [mm2] Sección [mm2] Cantidad Salidas

Alt3-1 3 A 4967941.03 0.00% 100,250,500 - 50 95 1, 2, 4 25, 35, 50, 70

Alt2-1 2 A 4971817.42 0.08% 100,250,500 - 50 70 1, 3, 5 25, 35, 50, 70

Alt4-2 4 B 4981436.78 0.27% 160,315,630 - 50 120 1, 2, 4 35, 50, 70, 95

Alt2-2 2 B 5051881.77 1.69% 160,315,630 - 50 70 2, 3, 6 35, 50, 70, 95

Alt4-1 4 A 5131660.77 3.30% 100,250,500 - 50 120 1, 2, 3 25, 35, 50, 70

Alt1-1 1 A 5243665.33 5.55% 100,250,500 - 50 50 2, 3, 6 25, 35, 50, 70

Alt3-2 3 B 5293882.12 6.56% 160,315,630 - 50 95 2, 3, 5 25, 35, 50, 70

Alt3-3 3 C 5430793.82 9.32% 250,400,800 - 70 95 2, 4, 6 50, 70, 95, 120

Alt2-3 2 C 5434147.71 9.38% 250,400,800 - 70 70 3, 5, 7 50, 70, 95, 120

Alt4-3 4 C 5443675.76 9.58% 250,400,800 - 70 120 2, 3, 5 50, 70, 95, 120

Alt2-4 2 D 5766216.65 16.07% 315, 630, 1000 - 70 70 3, 6, 9 50, 70, 95, 120

Alt4-4 4 D 5821951.41 17.19% 315, 630, 1000 - 70 120 2, 4, 6 50, 70, 95, 120

Alt1-3 1 C 6081667.71 22.42% 250,400,800 - 70 50 3, 5, 9 50, 70, 95, 120

Alt1-3 3 D 6092156.92 22.63% 315, 630, 1000 - 70 95 3, 5, 7 50, 70, 95, 120

Alt1-2 1 B 6122994.83 23.25% 160,315,630 - 50 50 2, 4, 7 35, 50, 70, 95

Alt1-4 1 D 6512700.20 31.09% 315, 630, 1000 - 70 50 4, 7, 11 50, 70, 95, 120

Secciones Red MT Secciones Red BT

Troncal

Orden de Mérito de las Alternativas


Gracias por Vuestra AtenciónAlberto Vargas

[email protected]

2 indice 1)introducción 2)marco conceptual de la planificación de la expansión 3)proceso...

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