Apunte tema 1 final

CÁTEDRA:
Centrales y Sistemas de Transmisión
HOJA Nº:
1
UNIVERSIDAD TECNOLOGICA NACIONAL
FACULTAD REGIONAL SAN RAFAEL
APUNTES – GUIAS DE LA CATEDRA
“CENTRALES Y SISTEMAS DE TRANSMISIÓN”
ING. JOSE LUIS CALIRI
AÑO 2008

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INTRODUCCIÓN
Este apunte-guía surge a partir de mis manuscritos, basados en los aprendizajes a lo largo de
mi vida profesional y académica, con los años de experiencia en la producción de energía
eléctrica, y en el mantenimiento de las distintas instalaciones de los “Sistemas Eléctricos de
Potencia”, en la Empresa Agua y Energía Eléctrica S.E.(AYEE), en la Empresa privatizada (ex -
AYEE), Distrocuyo S.A. y en la actualidad, como autónomo, en proyectos y dirección técnica
de obras eléctricas en baja, media y alta tensión.
El objetivo fundamental, en ésta asignatura es el estudio de la producción y comercialización de
la energía eléctrica; la misma, que aprovechan los distintos usuarios, está sujeta a una serie de
etapas, de carácter técnico económico, que podemos resumirlas en:
-Producción o Generación.
-Transformación (elevación y rebaje).
-Transmisión.
-Distribución y Comercialización.

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TEMA 1: SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA
Las etapas técnicas a que hago referencia en la introducción, constituye y define un “sistema
eléctrico de potencia” o una “Red Eléctrica”, que se compone de tres(3) partes principales: las
Centrales Generadoras, las Líneas de Transmisión y las Redes de Distribución. Las líneas de
transmisión constituyen los eslabones de conexión entre las centrales generadoras y las redes
de distribución y conduce a otras redes de potencia por medio de interconexiones. Una red de
distribución conecta las cargas aisladas de una zona determinada con las líneas de
transmisión. Por lo tanto, podemos ver en la siguiente figura la representación básica de un
“sistema eléctrico de potencia”:
En un principio éstos sistemas funcionaban en forma separada, a medida que la demanda
de energía fue aumentando, surgió la interconexión de los distintos sistemas. La interconexión
es ventajosa económicamente debido a que se necesita menor número de máquinas de
reserva para atender a las cargas puntas (capacidad de reserva) y a que funcionan menor
número de máquinas sin carga para tener en cuenta las repentinas e inesperadas elevaciones
del consumo (reserva en carga). La reducción de máquinas se hace posible, porque,
generalmente, una compañía puede pedir a otra la potencia adicional que necesite. La
interconexión, además, permite a las empresas aprovechar las fuentes de energía más
económicas, pudiendo ser más barato a una compañía el comprar energía que producirla en
una central anticuada. La interconexión se ha incrementado de tal manera, que se ha convertido
en rutinario cambio de energía entre las redes de diferentes compañías. La interconexión
planteó muchos problemas nuevos, de los cuales se han resuelto la mayor parte; incrementa la
intensidad de corriente en la red cuando se produce un cortocircuito y exige la instalación de

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interruptores de mayor corriente nominal. La perturbación causada por un cortocircuito en un
sistema puede extenderse a los con él interconectados, a menos que se hayan previsto, en el
punto de interconexión, los adecuados sistemas de protecciones (relés e interruptores
automáticos, etc.). Las redes interconectadas no solo tienen que tener la misma frecuencia
nominal, sino que los generadores síncronos de una red deben estar en fase con los de las
demás.
La programación del funcionamiento, perfeccionamiento y expansión de una red eléctrica exige
el estudio de cargas, de estabilidad y el cálculo de fallos (cortocircuitos).
Por lo tanto, antes de pasar a analizar dichos puntos, podemos apreciar en la figura siguiente
un ejemplo de lo expresado, es decir, hemos tomado un simple ejemplo, donde se ha
agregado otra central con una salida y la correspondiente línea de alta tensión, interconectada
con la otra que vemos a través de una estación transformadora o pude ser también, un parque
de interconexión, y distintas salidas de líneas en diferentes niveles de tensión, con el propósito
de alimentar consumos residenciales, industriales y rurales, donde también podemos apreciar
otra forma de representar los diagramas unifilares, graficando los respectivos transformadores
de potencia.
Cabe mencionar, que aunque estemos hablando de un mismo tema, existe diferencias cuando
nos referimos a una estación transformadora o bien a un parque de interconexión; ambos
tienen el mismo equipamiento, de maniobras, medición, protecciones, etc, la diferencia está en
que en los parques de interconexión no están montados los transformadores de potencia,
mientras que en las estaciones transformadoras, si. Por ejemplo, en nuestra zona sur tenemos
los casos de los complejos hidroeléctricos Los Reyunos y Agua del Toro, en ambas
instalaciones, los respectivos transformadores de potencias se encuentran montados en las
respectivas centrales, donde salen los correspondientes tramos de líneas de alta tensión (220
KV) a los parques de interconexión Los Reyunos y Agua del Toro
Antes de seguir avanzando en el tema, creo conveniente adelantarnos, y comenzar a conocer

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rápidamente los distintos componentes que forman parte de los mencionados sistemas, y
como se representan gráficamente:
Las Centrales Eléctricas: cualquiera sea el tipo de las mismas, la generación de energía
eléctrica la obtenemos mediante Generadores o también llamados Alternadores, que tienen
sus características principales que son: potencia nominal en MVA, tensión nominal, que está
estandarizada en 13.8 KV y frecuencia de 50 Hz, Uds. las han estudiado en “Máquinas
Eléctricas y Ensayos”, por lo tanto, vamos a seguir avanzando rápidamente, tratando de unificar
los conocimientos aislados de tal manera que puedan comprender el funcionamiento y las
distintas características de los “sistemas eléctricos de potencia”. Estas máquinas poseen un
sistema de excitación, que están montados sobre el mismo eje de la máquina, con una
excitatriz principal y una de menor potencia, bimórfica, que también está provista de anillos
para la alimentación del motor del regulador de velocidad del grupo, y también del motor
taquimétrico asincrónico trifásico(depende del tipo de central).
Existen una serie de equipamientos auxiliares que nos permiten armar el circuito eléctrico, y
obtener la generación deseada, como ser:
Transformadores de intensidad (TI)
Transformadores de tensión (TV)
De éstos trafos se arman los circuitos de Medición y de Protección.
Interruptor de 13.8 KV.
Seccionador bajo carga de 13.8 KV.
Barras auxiliares de Cu, de 13.8 KV.
Campo de acoplamiento de barras, en 13.8 KV.
Descargadores de 13.8 KV , para protección de “sobretensiones”.
Sistema de puesta a tierra.
Tableros de comando local-distancia, en sala de comando de la central.
Tableros de protecciones eléctricas (ubicados en sala comando).
Tableros de “servicios auxiliares” (CA y CC), ubicados en el piso de máquinas; depende del
tipo de central, será la complejidad de los mismos.
Instalaciones y/o circuitos especiales: en función del tipo de central: Hidráulica, Térmica,
Nuclear, Mareomotriz, Eólicas, solares, Geotérmicas.
Otros datos importantes de conocer son: las reactancias del Generador: subtransitoria,
transitoria y síncrona; esto nos permitirá poder determinar las corrientes de cortocircuito (Icc) y
potencias de cortocircuito (Pcc) (en base a la “teoría de los cortocircuitos”); como así también
conocer los valores de las mismas en las distintas barras que forman el sistema
interconectado, permitiéndonos poder diseñar las “Protecciones” de todo el sistema, y
también en futuras ampliaciones del sistema eléctrico, poder diseñar las dimensiones de las
barras de media y/o alta tensión, de las distintas morseterías y seleccionar seccionadores e
interruptores de media y/o alta tensión, pudiendo proyectar también las futuras Estaciones
Transformadoras y/o Parques de Interconexión.
Las Estaciones Transformadoras y/o Parques de Interconexión: están compuestas por
un conjunto de elementos o dispositivos que nos permiten cambiar las características de
energía eléctrica (tensión, corriente, frecuencia, etc), tipo CA a CC, o bien conservarle dentro
de ciertas características.
Por razones técnicas (aislamientos, enfriamiento, etc.), las tensiones de generación en las
centrales generadoras son relativamente bajos en relación con las tensiones de transmisión,
por lo que si la energía eléctrica se va a transportar a grandes distancias estas tensiones de
generación resultarían antieconómicos debido a que se tendría gran caída de tensión. De aquí
se presenta la necesidad de transmitir la energía eléctrica a tensiones más elevadas que
resulten más económicos. Por lo tanto, se necesitan las Estaciones Transformadoras (ET)

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elevadoras de tensión. Es claro que ésta alta tensión no es posible emplearla en instalaciones
industriales y aún menos en comerciales y residenciales, de donde se desprende la necesidad
de reducir nuevamente la tensión en una Estación Transformadora (ET) reductora a 13.2 KV
para distribución, 380 y 220 V, para uso industrial y residencial. Por lo tanto, los elementos que
constituyen una ET y/o PI podemos clasificarlos en:
Elementos principales:
• Transformador de potencia.
• Interruptor de potencia.
• Seccionador.
• Descargadores de sobre tensión.
• Campo de acoplamiento.
• Tableros de control.
• Condensadores.
• Transformadores de medición y protección ( TI y TV).
Elementos secundarios:
• Cables de potencia.
• Cables de control.
• Circuito de alumbrado.
• Estructuras.
• Herrajes.
• Equipos contra incendio.
• Sistema de puesta a tierra.
• Equipos de comunicaciones.
Las Líneas de Alta Tensión: constituyen los eslabones de conexión entre las centrales
generadoras y las redes de distribución y conduce a otras redes de potencia por medio de
interconexiones, como hemos mencionado, por lo tanto, podemos apreciar la importancia de
las líneas, sobre todo de alta tensión, que forman parte de los sistemas eléctricos, siendo las
características más importante de las mismas su longitud, la reactancia inductiva y la potencia
a instalar en MW, que nos permitiría comenzar con el proyecto y cálculo de las líneas de alta
tensión.
Los elementos que componen las líneas de AT, son:
• Estructuras o torres (de distintos tipos: suspensiones, retenciones, transposiciones, y/o
especiales).
• Fundaciones (distintos tipos, de acuerdo con la torre utilizada).
• Conductor (tipos, características, etc.).
• Conductor o cable de guardia.
• Herrajes y/o distintas morseterías.
• Aisladores (distintos tipos).
• Sistemas de puesta a tierra.
Como podemos apreciar, hasta acá tenemos un rápido pantallazo de cómo se definen, como
se componen y como se representan los “sistemas eléctricos de potencia”, más precisamente,
en las figuras anteriores los hemos representados mediante “diagramas unifilares”.
Diagramas Unifilares: un sistema trifásico equilibrado se resuelve siempre como un circuito

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monofásico, formado por una de las tres líneas o fases y un neutro de retorno; por ésta razón,
muy rara vez, es necesario representar en el esquema del circuito, más de una fase y el neutro.
Con frecuencia se hace todavía otra simplificación mayor, suprimiendo el cierre del circuito por
el neutro e indicando sus partes componentes por medio de símbolos normalizados, mejor que
por sus circuitos equivalentes. Los parámetros del circuito no se indican, y la línea de
transmisión se representa por una sola línea entre los dos extremos. Al diagrama resultante de
ésta simplificación de un sistema eléctrico se le llama “Diagrama Unifilar”; los cuales los vamos
a utilizar frecuentemente en las bolillas siguientes: temas 2 y 3, de líneas de transmisión de alta
tensión, tema 4: centrales eléctricas, tema 5: circuitos principales de centrales y estaciones
transformadoras y en el tema 6: aparatos de maniobra y protección. O sea, representa por
medio de una línea simple y de símbolos normalizados, a las líneas de transmisión y aparatos
asociados de un sistema eléctrico. Adjuntamos en la siguiente figura, la simbología
mencionada:
El objeto de un diagrama unifilar es suministrar de manera concisa los datos más significativos
e importantes de un sistema. La importancia de las diferentes características de un sistema
varía según el problema que se considere y la cantidad de información que se incluye en el
diagrama depende del fin para el que se desea. Por ejemplo, la colocación de los interruptores
y los relés no tiene importancia en un estudio de cargas. Por otra parte, la determinación de la
estabilidad de un sistema en condiciones de régimen transitorio, resultantes de un fallo,
depende de la velocidad con la que los relés e interruptores del circuito aíslen la parte con fallo
del sistema. Por tanto, la información sobre los interruptores puede ser de importancia
trascendental. Algunas veces los diagramas unifilares incluyen información sobre los

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transformadores de corriente y de tensión que unen los relés al sistema o que están instalados
para medida. La información contenida, pues, en un diagrama unifilar, varía según el problema
que se estudia y según la práctica de la compañía en particular que lo prepare.
Es importante conocer la situación de los puntos en los que un sistema está unido a tierra, con
objeto de calcular la corriente que circula cuando se produce un fallo asimétrico que incluye la
tierra. Si se intercala una resistencia o una reactancia entre el neutro de la estrella y tierra para
limitar la corriente a tierra durante un fallo, pueden añadirse los símbolos adecuados al
normalizado de la estrella a tierra. Muchos transformadores de potencia son puestos a tierra
firmemente. Los neutros de los generadores son generalmente puestos a tierra a través de
altas resistencias y se han hecho algunos experimentos con neutros de generadores puestos a
tierra a través de una reactancia inductiva sintonizada en paralelo con la capacitancia
distribuida a tierra del generador, de los bobinados de transformadores de baja tensión y de la
línea entre el transformador y el generador. Tal bobina se llama neutralizador de fallos a tierra, y
también puede usarse entre neutros de transformadores y tierra.
La figura siguiente es un ejemplo, es decir un diagrama unifilar de un sistema muy sencillo. Dos
generadores, uno puesto a tierra por una reactancia y el otro por una resistencia, están
conectados a una barra, y a través de un transformador de potencia elevador, a una línea de
transporte, un tercer generador puesto a tierra por una reactancia, está conectado a una barra,
y por un transformador, al otro extremo de la línea de transporte. A cada barra está unida una
carga. En el diagrama se incluyen datos sobre las cargas, régimen de los generadores y
transformadores y las reactancias de las diversas partes del circuito. La resistencia se
desprecia muchas veces al efectuar cálculos de fallos y se omite en la información que
acompaña a la figura. Para el estudio de cargas hay que incluir las resistencias. Las
reactancias especificadas para los generadores se conoce como reactancias subtransitorias.
Diagrama de Impedancia y Reactancia: Para estudiar el comportamiento de un sistema en
condiciones de carga o al presentarse un cortocircuito, el diagrama unifilar tiene que
transformarse en un diagrama de impedancias que muestre el circuito equivalente de cada
componente del sistema, referido al mismo lado de uno de los transformadores. La siguiente
figura representa el diagrama detallado de impedancias correspondientes al sistema de la
figura anterior.

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Como vemos, el circuito equivalente de la línea de transporte se representa, con exactitud
suficiente, por el “pi” (II) nominal que tenga la resistencia total y la reactancia inductiva de la
línea en su brazo en serie, y la capacidad total al neutro, divididas entre sus brazos en paralelo.
En cada transformador de potencia se muestran la resistencia, la reactancia de dispersión y el
paso para la corriente magnetizante. Cada generador está representado por la tensión
generada en serie con valores adecuados de resistencia y reactancia. Si hay que hacer un
estudio de cargas, las cargas en retraso A y B están representadas por una resistencia y una
reactancia inductiva en serie. El diagrama de impedancias no incluye las impedancias
limitadoras de corrientes, representadas en el diagrama unifilar entre los neutros de los
generadores y tierra, porque en condiciones de equilibrio, no circulan corrientes por la tierra y
los neutros de los generadores están al mismo potencial que el neutro del sistema.
A continuación les adjunto como ejemplo los esquemas unifilares más importantes de nuestro
sistema interconectado cuyo, como así también los esquemas unifilares de las distintas ET y PI
de nuestra Región Cuyo, fundamentalmente, de la zona sur:
1) PI Los Reyunos
2) ET Cápiz.
3) PI Agua del Toro.
4) ET Pedro Vargas.
5) ET San Rafael.

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Potencia y Demanda de una Central o de un Sistema
La carga o consumo de un sistema que atiende a una o más centrales es esencialmente
variable y se encuentra condicionado al tipo de usuario que se encuentra conectado a la red.
Sin embargo podemos decir que existe una forma típica de consumo de cualquier sistema, lo
que se manifiesta en el denominado Diagrama de Carga Diaria (o Curva de Carga Diaria).
Dicha gráfica representa como varía la potencia o demanda del sistema en el tiempo. Vamos a
definir a la demanda como la potencia promedio en un lapso de tiempo determinado, por
ejemplo: en 15 minutos.
En todo diagrama de carga diaria pueden observarse dos picos: uno que suele producirse
alrededor de las 10 a 12 horas y el otro se produce entre las 18 a las 20 horas, haciendo
constar que éstos picos mencionados se han expresados en forma general, ya que en la
realidad pueden variar cuando se producen, esto en función de la época del año; además se
observa momentos en que la demanda decrece sensiblemente que son los denominados valles
del sistema.
De la gráfica se deduce que se deberá tener potencia instalada en máquinas que puedan
atender las potencias de pico o potencias máximas del sistema concluyéndose además que
durante gran parte del tiempo tendremos potencia en exceso instalada y que se encontrará
ociosa.
La superficie encerrada por la curva y el eje de abscisas representará la energía consumida
por el sistema de modo tal que dividiendo dicha superficie por el tiempo considerado, es decir
24 horas nos definirá una potencia promedio del sistema.
Se deduce que si la carga hubiese sido constante se hubiese producido la misma energía con
una potencia instalada mucho menor, de lo que se concluye la baja utilización del capital
invertido.
Vamos a denominar factor de carga a la potencia media del sistema / (dividido) por la
potencia máxima de demanda y como factor de utilización a la potencia media /
(dividido) la potencia instalada. Evidentemente con miras a poder atender la demanda, la
potencia instalada en máquinas deberá ser superior a la potencia máxima y como
consecuencia de ello el factor de utilización siempre resultará ser menor que el factor de
carga.
0
50
100
150
200
250
300
350
Potencia
Horas
Curva de Consumo

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De lo expresado precedentemente, se deduce que toda central o sistema debe contar con una
cierta potencia de reserva dado que el sistema va incrementando su demanda con el tiempo.
Además periódicamente deberá hacerse el mantenimiento y/o reparación de las máquinas, y
de allí que la reserva deberá ser de un valor considerable con respecto a la potencia máxima.
Si bien no existe un valor rígido podemos decir que la potencia deberá ser del 20 al 30%, por lo
que el factor de reserva que se define como el cociente de la potencia instalada sobre la
potencia máxima asumirá en forma general valores que oscilan entre 1.2 a 1.3.
Debemos distinguir entre la reserva fría (máquinas realmente disponibles en condiciones de
operar pero detenidas) y la reserva caliente o rotante (potencia que pueden ceder las máquinas
en operación dado que normalmente no se las explota a full o a pleno).
A la suma de las potencias nominales de los aparatos de consumo la denominamos potencia
de conexión y en cualquier sistema resulta ser superior a la potencia instalada, pues por lo
general los aparatos o dispositivos no se operan en forma simultánea, de allí que se defina otro
factor en los sistemas conocido como factor de consumo o de simultaneidad y que será el
cociente entre la potencia máxima demandada por el sistema sobre la potencia de
conexión.
Dado los 365 diagramas de carga diaria se puede construir el diagrama ordenado de
cargas que representa la duración absoluta de cada potencia de carga sin tener en cuenta el
mes, día u hora que se produzca. Se deduce en consecuencia que la potencia mínima se
mantendrá las 8760 horas de año y la máxima solo unas pocas horas. El área encerrada por
esta curva nos da la energía anual generada por la central o el sistema según sea el caso. Se
define el tiempo de utilización como aquel ficticio que funcionando la central o sistema a
potencia máxima produciría la misma energía que la potencia variable. De lo expresado se
deduce que el tiempo de utilización(Tu) será el cociente de la energía anual generada
sobre la potencia máxima.
En el diagrama de cargas el tiempo de utilización es la abscisa, que con la ordenada igual a
potencia máxima, forma un rectángulo de igual área que la cubierta por la curva.
El tiempo de utilización puede ser de 1200 a 2000 horas para centrales aisladas, 2000 a 3500
horas para centrales que alimentan grandes ciudades o centros industriales y de 3500 a 5000
horas para centrales que suministran energía a industrias electroquímicas.
Un tiempo de utilización muy elevado de una central aislada involucraría que no posee
capacidad de reserva, es decir, que no podría atender los incrementos de la demanda. Por el
contrario un tiempo de utilización pequeño involucraría una central muy desaprovechada.
Normalmente al proyectarse una central se calculará de modo tal que al comienzo de su vida
útil tenga un tiempo de utilización pequeño que pasará a ser elevado al final de dicha vida,
pudiendo contemplar en consecuencia los incrementos de la demanda.
Tiempo de utilización y costo de la energía eléctrica
El precio de la energía comercializada por una central está determinado por los costos de
producción de la misma que se pueden dividir en dos:
a) Costos fijos y
b) Costos variables.
Los costos fijos: son los derivados de la amortización del capital, intereses y gastos
administrativos (seguros, impuestos, etc.). Estos costos son independientes de la producción
de la usina.
Los costos variables: son los que se producen como consecuencia directa de la generación
de energía, es decir, dependerán de la carga y se deben especialmente a los combustible,
además citemos, lubricantes y una mayor o menor mano de obra para la explotación y

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mantenimiento.
Los gastos fijos los calculamos como sigue:
Gf = Pm . Ci . p
Pm: potencia máxima o instalada en KW.
Ci: costo del KW Instalado
P: factor que contempla amortización e intereses.
Los gastos variables se pueden expresar de la siguiente manera:
Gv = Pm . Tu . Cc
Tu: tiempo de utilización, en horas.
Cc: costo del KW-h generado (combustible, lubricante, etc.) en $/KW-h.
Los gastos anuales en consecuencia serán:
G = Gf + Gv = Pm . Ci . p + Pm . Tu . Cc
El costo anual por unidad de potencia será:
G / Pm = Ci . p + Tu . Cc
Yel costo de la unidad de energía (KW-h) será de:
G = G / Pm.Tu = Ci.p / Tu + Cc
Se observa que cuanto mayor es el tiempo de utilización de una central, tanto menor es el costo
del KW-h. Para cada tipo de central térmica o hidráulica se tendrá distintas curvas de gastos
anuales. De acuerdo al Tu de un sistema será conveniente la radicación de una u otro tipo de
central de energía.
En función del valor del (Tu) de un sistema se hará funcionar las centrales como de punta o
como de base, buscándose siempre la mayor economía en la explotación.
Centrales de punta y de base:
Centrales de base serán aquellas que producirán las grandes masas de energía del sistema,
es decir, atenderán la demanda sostenida del sistema. Normalmente se utilizan como centrales
de base las grandes centrales térmicas, las que se operan a pleno obteniéndose el máximo
rendimiento de las instalaciones, se busca disminuir el costo del KW-h en el que tiene gran
incidencia el consumo de combustible; de este modo además se evita las paradas y puesta en
marcha que inciden notablemente sobre la vida útil de cualquier central térmica, teniéndose
presente además la inercia que poseen en general las instalaciones generadoras de vapor.
Se utilizan también como centrales de base las nucleares, con idéntico análisis que efectuamos
para las térmicas, y también se usan de base las grandes centrales hidroeléctricas de agua
corriente (Ríos con caudal importante, con agua prácticamente permanente), las que se
complementan con las anteriores obteniéndose un precio promedio aceptable del KW-h
generado. Los incrementos o picos de la demanda son atendidos en forma progresiva por las
denominadas centrales de punta, las que se van acoplando al sistema en forma paulatina:
primero se operan las centrales hidráulicas medianas y chicas las que en pocos minutos están
en condiciones de de afrontar cargas y por último se utilizan las turbinas de gas y motores
diesel, instalaciones estas que funcionan muy pocas horas por su elevado costo de explotación
y mantenimiento. Las puntas son asimismo atendidas por las centrales de bombeo, cuya
energía es de alto valor de producción, pero también de alto valor de venta.
Comercialización:
Una vez cumplidas las etapas de producción o generación, transmisión y distribución, las
empresas prestatarias del servicio público de electricidad, ponen a disposición de los usuarios
la energía eléctrica, desarrollándose la etapa de comercialización de la misma. Esta
comercialización debe estar implementada adecuadamente para que pueda subsistir el

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sistema, es decir, que la comercialización generará los fondos que permita atender los costos
derivados de la explotación , es decir, mano de obra, gasto en combustibles, lubricantes,
repuestos, etc, la extensión propia o vegetativa de la red y producir una utilidad razonable. Esto
último se logra a través de adecuadas mediciones de los consumos de energía y con un cuadro
tarifario.
Medición:
Dadas las diversas formas de utilización de la energía ha obligado a las empresas a realizar
una serie de mediciones, de la que se pasa a ser una breve descripción:
Energía activa: medida en KWh, es la energía que se transforma en calor y trabajo mecánico,
y que es la energía útil. Es la que se desarrolla en las lámparas, estufas, hornos eléctricos a
resistencias, trabajo útil de los distintos motores eléctricos, etc.
Energía reactiva: medida en KVARh, es la que permite la creación de campos magnéticos y
eléctricos, si bien no es aprovechable, en el sentido que no se traduce en trabajo útil, su
presencia es imprescindible para el funcionamiento de los distintos tipos de motores,
condensadores, etc. Cuando ésta energía toma valores considerables, se instalan medidores,
a efecto de cobrarla y es el caso de los establecimientos Industriales.
Medición de demanda máxima:
Las centrales poseen una potencia instalada definida y por consiguiente poseen una cierta
“capacidad de suministro”, que se distribuye entre todos sus usuarios. Como elementos de
control se les instalan medidores de demanda máxima, a efectos de que el usuario no tome
más potencia que la convenida contractualmente. Si aumenta la potencia contratada, se le
aplicará una multa. Vamos a definir la capacidad de suministro, como la potencia en KW
promedio de cada 15 minutos que la empresa pondrá a disposición del consumidor en cada
punto de entrega. Definimos también el factor de utilización(F.U.)
F.U.= KWh(mensuales) / 750hs/mes x capacidad de suministro x 100
El Tiempo de utilización(T.U.) T.U. = 730 h x F.U.
Medición en doble tarifa:
Con objeto de incrementar el tiempo de utilización, las empresas de distribución de energía
tienden a “aplanar” la curva de carga diaria, es decir, tienden a disminuir los picos y a cubrir los
valles de la citada curva; esto es lo mismo que decir que tienden a obtener una potencia media
lo mayor posible. La forma de cubrir los valles, es hacer que los consumos de las horas pico se
trasladen hacia los valles, lo que se consigue implementando un adecuado régimen tarifario; se
fijan tarifas preferenciales, es decir, de menor costo para los consumos en horas de valle, y se
colocan medidores de doble tarifa. Son contadores que llevan incluido un reloj, el que en ciertas
horas del día, cambia una relación de engranajes, pasando la indicación de una tarifa alta a la
denominada tarifa baja.. En Mendoza este es el cao típico de los consumos para riego agrícola.
Tarifas eléctricas:
La Ley Nacional Nº15336, denominada ley de la energía eléctrica, en su artículo 39 se refiere a
precios y tarifas. Especifica que el Poder Ejecutivo Nacional fijará los precios y tarifas para la
energía eléctrica, que deberán responder básicamente a los siguientes conceptos: a) costos
de capital( fondos de renovación y reserva, impuestos, seguros, amortizaciones e intereses de
capital); b) sueldos y jornales; c)gastos generales; d) combustibles y lubricantes; e) pérdidas de
energía.
Los costos se establecen dividiendo los costos establecidos en el art. 39 por la demanda
probable de energía anual, determinando lo que se llama “el costo medio de la energía a

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vender” en $/KWh. Quedan así determinados los ingresos de explotación o producción de la
empresa.
Existen distintas tarifas, de acuerdo al consumidor, podemos mencionar en general, tarifa
residencial,, cuya demanda máxima no supere los 20 KW; tarifas aplicada para
establecimientos comerciales; tarifa para alumbrado público; tarifa aplicadas a reparticiones
públicas (autoridades); tarifas para grandes potencias, igual o más de 50KW; tarifa aplicada a
los servicios prestados en alta tensión; tarifas aplicadas a las centrales generadoras y
estaciones transformadoras, por los servicios prestados por ellos.
Operación:
Algo hemos mencionado cuando definimos a los “sistemas eléctricos de potencia”, que el
objetivo fundamental es que funcionen normalmente, es decir, con estabilidad, manteniendo
constante los parámetros eléctricos de tensión, frecuencia. Por lo tanto, es muy importante
efectuar los mantenimientos correspondientes para que los fallos sean los menos, cuando se
realizan los mismos, se realiza primero la “consignación” de la instalación, que describimos
CONSIGNACIÓN:
1- OBJETO:
Este procedimiento tiene por objeto definir las pautas y registros que debe tener en cuenta el
jefe de consignación para consignar las instalaciones y la emisión de la correspondiente
autorización de trabajo, en forma adecuada.
2- RETIRO DE OPERACIÓN:
Por razones de coordinación en la operación de la E.T. 132KV, cuando un jefe de trabajo deba
realizar tareas de mantenimiento en la misma, deberá solicitar un Retiro de Operación a la
EMPRESA DE ENERGÍA (DESPACHO DE CARGAS).
Una vez autorizado el pedido de Retiro de Operación de una instalación por el Despacho de
Cargas, éste entregará al jefe de Consignación un número de Retiro de Operación,
disponiendo para consignar la mencionada instalación.
3- CONSIGNACIÓN DE UNA INSTALACIÓN:
Posteriormente el jefe de Consignación bajo su responsabilidad, realizará el conjunto de
operaciones en la forma y orden que a continuación se detalla:
3-1- Accionar desde el tablero de comando la apertura del Interruptor de SF6, separando por
corte visible esta instalación de toda fuente posible de Alta Tensión. Observar el corte visible
en cada una de las fases (visor del equipo).
3-2- Asegurar la no puesta en tensión, de esta instalación, efectuando los bloqueos
(apertura de seccionadores), y bloqueando también los comandos a distancia y los locales
del Interruptor y Seccionadores, etc.
Se colocará un rótulo de “Peligro No Accionar”, en el predispositor, en la sala de comando
(tablero) y en la caja de comando del Interruptor y Seccionadores (Playa 132Kv) del equipo en
cuestión, a los efectos de evitar que se accionen mientras duren los trabajos. En este rótulo
deberá ir el nombre del jefe de Consignación.
3-3- Verificación e la falta de tensión.
3-4- Puesta a tierra y en cortocircuito de toda posible fuente de tensión.
Para Líneas de AT, se colocará en cortocircuito y a tierra mediante seccionador de puesta a
tierra en ambos extremos, de igual forma, se instalan las puestas a tierra temporarias en los
lugares en que se esté trabajando en la línea.

CÁTEDRA:
HOJA Nº:
20
En los equipos eléctricos de las Estaciones Transformadoras se pondrá también en
cortocircuito y a tierra, mediante elementos para tal fin, todos los puntos que resulten
posibles fuentes de tensión.
3-5- Corriente continua de comando.
Se dejará habilitada la tensión de corriente continua de comando, en las instalaciones que
se va a trabajar, SIENDO RESPONSABILIDAD DEL JEFE DE TRABAJO proceder a
cortarla, previo acuerdo con el Jefe de Consignación, en caso de ser necesario.
3-6- Indicación visible de la instalación que se va a trabajar. Para garantizar que los
trabajos estarán ejecutados sobre la instalación consignada y no sobre otra, la puesta
a tierra y en cortocircuito en el lugar de trabajo es una indicación visible.
4-PERSONAL AUTORIZADO PARA DESEMPEÑARSE COMO JEFE DE
CONSIGNACIÓN:
Para desempeñarse como Jefe de Consignación deberá poseer la habilitación
correspondiente.
En equipos de Estaciones Transformadoras: personal habilitado por normas de
procedimientos “Habilitación del personal para trabajos de Mantenimiento y Operación”.
En Líneas de Alta Tensión: el Jefe de Turno del Despacho de la EMPRESA DE ENERGÍA.
5-ZONA PROTEGIDA:
Es la zona delimitada materialmente por el Jefe de Consignación, en cuyo interior las medidas
de seguridad tomadas por él permiten la realización de trabajos sin riesgos eléctricos para el
personal.
La zona protegida está ubicada entre las puestas a tierra de consignación.-
6-AUTORIZACION DE TRABAJO:
Documento que entrega o transmite (vía telefónica) el Jefe de Consignación al Jefe de Trabajo
garantizándole a éste que ha tomado las medidas de seguridad, con las advertencias que
correspondan para que su personal efectúe los trabajos sin riesgo eléctrico.
6-1Entrega de la autorización de trabajo en la instalación:
Efectuadas las maniobras de consignación de la instalación de la red, se procederá a
entregar la/s Autorización de Trabajo; se firmarán dos (2) ejemplares de un mismo tenor,
uno quedará en poder del Jefe de Trabajo y la otra para el Jefe de Consignación.
Para el caso de ejecución de trabajos simultáneos sobre un mismo equipamiento de la red,
se procederá a entregar tantas autorizaciones de trabajo como Jefes de Trabajo lo soliciten.
6-2 Entrega de la autorización de trabajo vía telefónica:
De utilizarse éste medio es obligación el uso del SISTEMA DE MENSAJES
COLACIONADOS (punto 10).
6-3 Número de autorización de trabajo:
Tendrá el mismo número que el Retiro de Operaciones seguido de una barra con la
numeración 1, 2, 3, .........., según la cantidad de Autorizaciones de Trabajos entregadas.
7- CESE DE TRABAJO:
Una vez finalizados los trabajos el Jefe de Trabajos dará el Cese de Trabajos al Jefe de
Consignación, que autoriza a éste a Desconsignar la instalación.
8- DESCONSIGNACIÓN:
El Jefe de Consignación procederá a desconsignar la instalación de la red, que son las
operaciones exactamente inversas a las indicadas para consignar (punto 3).

CÁTEDRA:
HOJA Nº:
21
Terminada la desconsignación del equipo, el Jefe de Consignación comunicará al Despacho
de Cargas que la instalación está disponible para el ingreso a operación.
9- DEVOLUCIÓN A OPERACIÓN:
Es la operación inversa al Retiro de Operación. Es el acto mediante el cual el Jefe de
Consignación devuelve una instalación de la red al Jefe de Turno del Despacho de Cargas, con
la misma configuración eléctrica que la recibió, la que posteriormente se ingresará a
operación en el momento oportuno.-
10- MENSAJE COLACIONADO:
Se define como:
CONFECCIÓN FORMULARIO AUTORIZACIÓN DE TRABAJO VÍA TELEFÓNICA,
COMUNICACIÓN TRANSMITIDA PALABRA POR PALABRA POR UN AGENTE
TRANSMISOR A OTRO AGENTE RECEPTOR, REGISTRADA POR ESCRITO POR
AMBOS Y QUE REPITE EL AGENTE RECEPTOR, HACIENDO MENCIÓN DE LA FECHA,
HORA Y N° DE AUTORIZACIÓN DE TRABAJOS.
ENTREGA: ESQUEMA N° 1
Agente transmisor: Jefe de Consignación
Agente receptor: Jefe de Trabajo.
El Jefe de Consignación llena (su parte: entrega) el formulario y “transmite” palabra por palabra
al Jefe de Trabajo (“Receptor”) con voz pausada, toda la información registrada de la entrega.
El Jefe de Trabajo registra palabra por palabra en su formulario y le “repite” en voz pausada
palabra por palabra al Jefe de Consignación.
CESE: ESQUEMA N° 2
Agente transmisor: Jefe de Trabajo.
Agente Receptor: Jefe de Consignación.
El Jefe de Trabajo llena (su parte: cese) el formulario y “transmite” palabra por palabra al Jefe
de Consignación (“receptor”) con voz pausada toda la información registrada del cese.
El Jefe de Consignación registra palabra por palabra en su formulario y le “repite” en voz
pausada palabra por palabra al Jefe de Trabajo.
RECOMENDACIONES:
Se recomienda que la persona que desarrolla las tareas de Jefe de Consignación, además de
confeccionar la planilla de AUTORIZACION DE TRABAJO Y/O SEPARACION DE
USUARIO, tenga a su disposición un cuaderno “duplicado” donde indicará paso por paso las
maniobras que realiza para consignar, como así también, cuando desconsigna la citada
instalación, indicando el horario correspondiente, y lógicamente, la fecha.-
Mantenimiento:
Es muy importante para evitar interrupciones en el servicio que pueden ser muy importantes y
ocasionar gastos imprevistos y de consideración. Lo podemos clasificar en:
-Predictivo
-Preventivo
-Correctivo

CÁTEDRA:
HOJA Nº:
22

CÁTEDRA:
HOJA Nº:
23

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