Estudio de Las Condicones Operativas de La Subestacion Picure 12,47 Kv

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA

UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA

DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL

NÚCLEO– L A R A

UNEFA

UNEFA

UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA

DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL

ESTUDIO DE LAS CONDICONES OPERATIVAS DE LA SUBESTACION

PIRUCRE 12,47 kV PARA LA PLANIFICACIÓN EN EL CORTO

Y MEDIANO PLAZO

TUTOR (A) ACADÉMICO (A) TUTOR (A) INSTITUCIONAL

Apellidos y Nombres: Apellidos y Nombres:

CHAVEZ GONZALEZ RAMON EULOGIO MALDONADO PANNACCI LUIS DAVID

Cédula de Identidad: 5322059 Cédula de Identidad: 5303684

ESTUDIANTE:

Apellidos y Nombres: RINCONES ESCALONA RAIZA EVELÍN

Cédula de Identidad: 19444591

Carrera y/o Especialidad: INGENIERÍA ELÉCTRICA

Barquisimeto, 20 de Junio del 2016

iv

DEDICATORIA Y AGRADECIMIENTOS

Primero a mi familia, en especial a mi padre y a mi madre por su apoyo, soporte,

empuje, buen ejemplo y confianza. A mi hermano y mi cuñada por sus cuidados y

recomendaciones. Es gracias a ustedes que me he formado como la persona que soy

hoy; dándome las mejores herramientas para lograr mis objetivos y los que estén por

venir, ¡Este logro es más que cualquier otro, es gracias a ustedes!

Agradezco, también a la empresa CORPOELEC y en especial al ingeniero José

Martín Milano y al Gerente Rubén Hernández por permitirme la realización de este

periodo de gran importancia en mi crecimiento profesional. Gracias al personal de

División de Planificación, Ali Guevara, José Fernández, Luis Iriarte, Raúl Sánchez,

Geovanne Guillen por brindar una experiencia laboral tan gratificante. A Luis

Maldonado por permitirme obtener experiencia laboral en el área de Proyecto y al

equipo de Proyecto por sus atenciones.

INDICE

APROBACIÓN DEL INFORME…………………………………………………….ii

CONSTANCIA DE TUTORIA…………………………………………………...…iii

DEDICATORIA Y AGRADECIMIENTO…………………………………………..iv

INDICE………………………………………………………………………………01

INDICE DE GRÁFICOS…………………………………………………………….07

INDICE DE TABLAS……………………………………………………………….09

INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………...10

CAPITULO I…………………………...…………………………………………....12

Planteamiento del Problema……..…………………………………………..12

Objetivos……………………………………………………………………..14

General……………………………………………………………….14

Específicos………………………………………………………..….14

Justificación.…………………………………………………………………15

Alcance de la Investigación………………………………………………..…16

CAPITULO II………...……………………………………………………………...17

Marco Teórico…………….………………………………………………………….17

La Empresa…………………………………………………………………...17

Antecedentes de la Empresa………………………………………….17

Nacimiento de CORPOELEC………………………………………..18

Misión………………………………………………………………..19

Visión………………………………………………………………...19

Organigrama………………………………………………………….20

Descripción del Departamento de Planificación de Distribución……20

Glosario de Términos………………………………………………………..21

Sistemas de Distribución: Definición y Parámetros…………………21

Subestación de Distribución…………………………………………21

2

Terminología usada en CORPOELEC…………………………………..…..23

Acometida………………………………………………….…….…..23

Alimentadores de Distribución…………………………….…….…..23

Caída de Tensión………………….………………………….…..…..23

Capacidad Normal…………………………………………….……...23

Capacidad de Emergencia……………………………………………23

Capacidad de Diseño…………………………………………………24

Capacidad de Emergencia o de Sobrecarga……………….…….……24

Capacidad Firma de la Subestación……………………….….………24

Carga Concentrada…………………………….……….…………….25

Carga Distribuida………………………..…….………….………….25

Carga Total Conectada……………………………………………….26

Circuito Emergente…………….…………………………………….26

Circuito Primario…………………………….……………………….26

Circuito Secundario………………………….……………………….26

Copa………………………………………………………………….26

Crecimiento Interanual……………………………………………….26

Crecimiento Vegetativo…………………………...………………….27

Cuadrículas…………………...…………………...………………….27

Demanda…………………...…………………...……………………27

Demanda Máxima Leída…………………...……………..………….28

Demanda Mínima……………...…………………..……..……….….28

Demanda Promedio………………………..……………..……….….28

Factor de Carga o FC……………………...……………..…………..28

Factor de Demanda o Fdem……..………...……………..…………..28

Factor de Utilización…………………………………………………29

Factor de Diversidad o Fdiv………………………………………….29

Factor de Pérdidas……………………………………………………29

Indicador de Falla (IF)………………………………………………..30

3

Interconexión………..………………………………………………..30

Intervalo de Demanda………..…………………………………...…..32

Interruptor de Distribución o ID………………………………...……30

Líneas de Distribución…………………………..……………...….…30

Planos de Operación…………………………..………………...……30

Plano Macro………………………………………………………….30

Planificación de distribución Eléctrica……………………………….31

Planificación Operativa o e Corto Plazo ………………………….….31

Protección de Distribución o PD……………………………………..32

Ramal del Alimentador…………………………..…………….……..32

Redes de Distribución………………………………………….……..32

Reconectador…………………………………………….…….……..32

Seccionador…………………………………………………….…….33

Segmentación………………………………………….……….…….33

Segmento o Tramo……………………………….…………….…….33

Troncal del Alimentador……………………………………….…….33

Herramienta de CORPORELEC……………………………………….…….33

Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA)….……………33

Análisis de Sistemas Primarios (ASP)………………………………..34

Archivo TXT…………………………………………………………35

Archivos*dat…………………………………………………………36

Sistema de Información Geográfica Red Eléctrica de Distribución

(SIGRED)…………………………………………………………….36

Planificación del sistema Eléctricos de Distribución……………………….. 36

La Planificación……………………………………………….…….. 36

Planificación a Corto Plazo o Planificación Operativa……………….…….. 37

Traspasos de Cargas……………….…………………….……….….. 37

Instalación de Bancos de Capacitores…………………..….….…….. 38

Instalación de Protecciones Suplementarias……………….…………38

4

Creación o Expansión de Nuevos Circuito……………….…………...38

Planificación de Mediado Plazo………………………………………39

Cambio de Nivel de Tensión…………………………………………39

Adición de Unidades de transformación en las

Subestaciones Existentes……………………………………….….…40

Criterio de Planificación Utilizados por la Empresa…………………….…...40

Criterio de caída de tensión máxima………………………………….40

Criterio de Límite de Capacidad de Carga…………………………....40

Criterio de Pérdidas Técnicas……………………………………...…42

Criterios de Seccionamiento…………………………………….....…42

Seccionadores de líneas Aéreas…………………………………..…..42

Seccionamiento de Líneas Subterráneas……………………………..42

Circuito Primario Único……………………………….……..42

Interconexiones………………………………………………44

Criterio de Capacidad Firme en Subestaciones………………………45

Estimación de la Demanda…………………………………...………46

Factores Económicos…………………………………………………47

Factores Geográficos…………………………………………………47

Datos Históricos de Demanda………………..………………………47

Aumento de la Población…………………………….………………47

Densidad Carga………………………………………………………48

Proyectos en Desarrollo………………………………………………48

Factores Ambientales……………………………………...…………48

Procedimientos Usados para la Estimación de la Demanda…………48

Promedio móvil………………………………………………49

Métodos De Suavización Exponencial…………….…………49

Método de Winters…………………………..……….………50

Bases Legales………………………………………………………………...50

Constitución de la República Bolivariana de Venezuela…………….50

5

Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico……………...………..51

CAPITULO III……………………………………………………………………….53

Metodología………………………………………………………………………….53

Recopilación de Información ………………………………….…………….53

Diagrama Unifilar de la Subestación…………………………...…………….54

Planos Macro y Planos Operación………….………...……………...……….55

Obtención de Archivos*.dat………………………….………...…………….55

Registro de PD e ID por Circuitos……………………………...…………….55

Histórico de Demanda...………………………………………………..…….56

Estimación de la Demanda……………………………………………..…….56

Simulación de las condiciones Actuales del Sistema...……………………………….57

Procedimiento para evaluar los Circuitos en Estudio...……………………….59

Estudio de Soluciones Técnicas...…………………………………………….59

Adecuación de los Circuitos...………………………………………………..60

Anteproyectos Especiales...…………………………………………….…….60

Simulaciones de las Condiciones Futuras del Sistema...………………….….61

Establecimiento de un Plan de Expansión...………………………………….62

Análisis Económicos de los Anteproyectos de Adecuaciones Planteados…...63

CAPITULO IV…………………………………………………………………….…64

Estudio de los Circuitos de la Subestación Picure……………………..………….…64

Diagnóstico de la Situación Actual de la Subestación Picure 12,47 kV……..64

Factores que Característicos de los Circuitos…………………………65

Principales Zonas que Alimenta…….…………………………….….66

Calibres y Capacidad de Diseño de los Conductores de la S/E Picure...68

Elementos que Conforman la Subestación……………………………68

Interconexiones………………………………………………………70

Demanda Máxima……………………………………………………71

Estudio del Corto Plazo………………………………………………………77

Picure A01……………………………………………………………77

6

Picure A02……………………………………………………..……..79

Picure A03……………………………………………………..……..82

Picure B01……………………………………………………..……..86

Picure B02…………………………………………………..………..91

Estudio de la Demanda en el Mediano Plazo……………………….….…….93

Estimación de la Demanda…………………………………..….…….93

Picure A01……………………………….………….….…….96

Picure A02………………………………….………..……….97

Picure A03………………………………..………….……….99

Picure B01………………………………..………….……...100

Picure B02…………………………………..……….……...101

Análisis de los Resultados Obtenidos a Mediano Plazo…………………….102

CAPITULO V…………………………………………………………………...….104

Conclusiones y Recomendaciones……….…………………………………104

Conclusiones……….………………….……………………………104

Recomendaciones………………..…………………………………106

REFERENCIAS……………………………………………………………………108

ANEXOS………………………………………………………………………..…109

7

INDICE DE GRÁFICOS

CAPITULO II

Gráfico 1. Organigrama de la Empresa………………………………………20

Gráfico 2. Porcentaje de la capacidad del conductor…………………………..41

Gráfico 3. Diagrama de Distribución de Carga e Interconexión de

un Circuito Primario con ID abiertos (los cuadro en blanco)

y cerrados (cuadros negros…………………………………………….…45

CAPITULO III

Gráfico 4. Diagrama de Flujo…………………………………………….…..58

CAPITULO IV

Gráfica 5. Ubicación de la Subestación Picure………………………………64

Gráfica 6 Demanda Máxima de la Subestación Picure……………………....71

Gráfica 7 Demanda Máxima del Circuito A01 de la Subestación Picure……72

Gráfica 8 Demanda Máxima del Circuito A02 de la Subestación Picure……73

Gráfica 9 Demanda Máxima del Circuito A03 de la Subestación Picure…....74

Gráfica 10 Demanda Máxima del Circuito A04 de la Subestación Picure…..74

Gráfica 11 Demanda Máxima del Circuito B01 de la Subestación Picure…..75



Gráfica 14 Captura de la vista del circuito PCR_A01 en el ASP……………77

Gráfica 15 Vista de los Planos Operativos con el Cambio Sugerido para

la Adecuación del Circuito A01………………………………………….…..77

Gráfica 16 Captura de la vista del circuito PCR_A02 en el ASP……………79

Gráfica 17 Captura de la vista del circuito PCR_A02 en el ASP

resaltando las adecuaciones………………………………………………….80

Gráfica 18 Vista de los Planos Operativos con el Cambio Sugerido

para la Adecuación del Circuito A02………………………………………..81

Gráfica 19. Vista de los Planos Operativos con zoom en la salida

8

del Circuito A02………………………………………………………..…….82

Gráfica 20 Captura de la vista del circuito PCR_A03 en el ASP……..…….83


Resaltado las adecuaciones…………………………………..……..……….83

Gráfica 22. Vista de los Planos Operativos con el Cambio Sugerido

Para la Adecuación del Circuito A03……………………..……..……….….85

Gráfica 23 Vista de los Planos Operativos con zoom en la salida del

Circuito A03………………………………..……………..……..……….….85

Gráfica 24 Vista de los Planos Operativos con zoom en la

Interconexión de PCR_A03 con PCR_A01…….………..……..……….….86

Gráfica 25 Captura de la vista del circuito PCR_B01 en el ASP……………87

Gráfica 26 Captura de la vista del circuito PCR_B01 en el ASP

resaltado las adecuaciones…………………………………………...………87

Gráfica 27. Vista de los Planos Operativos con el Cambio

Sugerido para la Adecuación del Circuito B01…………………………....…90

Gráfica 28 Vista de los Planos Operativos con zoom en la

salida del Circuito B01…………………………………..………………...…90

Gráfica 29: Vista de los Planos Operativos con el Cambio

Sugerido para la Adecuación del Circuito B02…………………………..…92

Gráfica 30. Vista de los Planos Operativos con zoom en la

salida del Circuito B02……………………………………………...……..…92

Gráfica 31. Vista de los Planos Operativos con zoom en interconexión

entre PCR_B01 y PCR_B02…………………………………...…...……..…93

Gráfica 32. Proyección de la S/E Picure para los próximos 5 años…………94

Grafica 33. Proyección del circuito A01 para los próximos 5 años…...……..96

Grafica 34. Proyección del circuito A02 para los próximos 5 años…………97

Grafica 35. Proyección del circuito A03 para los próximos 5 años. …...……99

Gráfica 36. Proyección del circuito B01para los próximos 5 años………....100

Gráfica 37. Proyección del circuito B02 para los próximos 5 años………...101

9

INDICE DE TABLAS

CAPITULO II

Tabla 1. Condiciones Operativas de los Conductores de CORPOELEC……………40

CAPITULO III

Tabla 2 Leyenda empleada por el programa ASP Según el Problema Técnico……..59

CAPITULOIV

Tabla 3 Características de las Unidades de Transformación de la S/E Picure………65

Tabla 4 Principales Zonas que alimentadas por los circuitos de la S/E Picure………67

Tabla 5 Porcentaje de tipo de carga por circuito de la S/E Picure……………………67

Tabla 6 Calibres y Capacidad de Diseño de los conductores de la salida de

la S/E Picure…………………………………………………………………………68

Tabla 7 Elementos que conforman la S/E Picure…………………………………….69

Tabla 8 Elementos de Protección…………………………………………………….70

Tabla 9 de Interconexiones de la S/E Picure………………………………………….70

Tabla 10 Cambio de Calibres en PCR_A01………………………………………….78



Tabla 13 Cambio de Calibres en PCR_B01………………………………………….89

Tabla 114 Cambio de Calibres en PCR_B02…………………………………………91

10

INTRODUCCIÓN

Para desarrollar al cien por ciento y de una manera exitosa una carrera

profesional universitaria, es de suma importancia poner en práctica los aspecto teóricos

aprendidos y analizados durante la formación en la casa de estudio; con la formación

en el campo laboral se le permite al estudiante reflejar la teoría en una forma más

operativa y con resultados tangibles. Bajo ese concepto es que la Universidad Nacional

Experimental de la Fuerza Armada (UNEFA) permite a sus estudiantes la oportunidad

de realizar sus prácticas profesionales. Las pasantías buscan relacionar al estudiante

con el ámbito de trabajo, permitiendo una comprensión del mismo, así como de la

naturaleza de las actividades que están en capacidad de realizar los profesionales de la

especialidad.

Desde que la humanidad aprendió ha aprovechado los recursos energéticos

presentes en la naturaleza, permitiéndole crear sistemas y tecnologías capaces de

transformar y manejar dichos recursos, para nuestro propio desarrollo en todos los

aspectos posibles, se necesario tener profesionales capacitados en el área de la

electricidad. La electricidad abarca una gran área de trabajo, desde la generación, la

transmisión y la distribución es necesario contar con profesionales en el área

capacitados para ofrecer este recurso enérgico que es la electricidad a la población de

forma confiable y segura.

Por esas razones es que la División de Planificación de la empresa

CORPOELEC juega un papel muy importante ya que posee como objetivo principal

determinar el comportamiento futuro de la demanda eléctrica, permitiendo analizar el

estado del mismo, ordenar todos sus elementos y plantear la estrategias más

11

económicas, confiables y eficientes que sean necesarias para satisfacer dicha demanda

en el tiempo estimulado. Es por ello que se hace evidente que mediante un buen proceso

de planificación se maximiza la utilidad de los recursos de la compañía.

Todos estos procesos de planificación obedecen de manera directa a la

estimación de la demanda eléctrica, siendo ésta una de los elementos más importantes

que constituyen la planificación, ya que de la estimación de la demanda depende todas

las estrategias y por ende las inversiones necesarias para hacer frente a los problemas

que se presente en las subestaciones y circuitos en estudio. Estimar la demanda no es

fácil, ya que ésta depende de muchas variables que generan un gran margen de error

entre la demanda esperada y la demanda real en un futuro, cuyo margen de error es

proporcional en al año horizonte al cual se hace la estimación.

Es por ello que este estudio se basa en la planificación, tanto a corto como a

mediano plazo de la subestación Picure de 12,47 kV perteneciente a CORPOELEC de

la región del estado Vargas. En este trabajo se encuentra desglosado en cinco (5)

capítulos donde se explica de forma detallada las actividades realizadas en las pasantías

correspondientes al noveno semestre de la carrera de Ingeniería Eléctrica, las cuales

fueron ejecutadas en la empresa CORPOELEC en la sede de Guanape, La Guaira,

estado Vargas. Este proyecto se desarrolló bajo los estándares de la División de

Planificación de cuatro (4) meses.

12

CAPÍTULO I

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Desde la creación de C.A Electricidad de Caracas en 1895 –Posteriormente

adquirida en el 2007 por el Estado y renombrada como CORPOLEC- ha ofrecido a la

sociedad venezolana un servicio eléctrico exclusivo, incluyendo su desarrollo y

expansión en el todo el territorio nacional; pasando a ser un servicio de primera

necesidad para toda población venezolana. Cabe destacar que el crecimiento de la

demanda no solo ha afectado a la capital del país, sino también a todos los demás

estados en las últimas décadas. Para suplir la demanda se instalaron centrales

termoeléctricas, hidroeléctricas e innumerables subestaciones con la finalidad de

satisfacer esta creciente demanda del servicio.

Actualmente en el estado Vargas el sistema eléctrico de CORPOELEC en su

sede de Guanape, La Guaira, estado Vargas, tiene bajo su supervisión distintas

subestaciones, en diferentes niveles de tensión, 4,8Kv, 8,3Kv y 12,47Kv, entre las

cuales se encuentra la subestación Picure en 12,47 Kv. En los últimos años la

subestación Picure ha presentado un incremento de fallas que interrumpen la

continuidad del servicio, lo que trae como consecuencias acortar la vida útil de los

equipos, pérdidas de KVA y el descontento entre los usuarios del servicio eléctrico.

13

Se debe considerar como un factor presente en la generación de las fallas al

incremento de la demanda producido por el cambio climático a raíz del Efecto

Invernadero, quien ha causado un incremento de la temperatura en la región y en el

país. Estos cambios de temperatura incrementa con creces la demanda entre los

usuarios del servicio eléctrico, el incremento de la temperatura afecta de forma negativa

a los equipos de refrigeración (neveras, frízer, aires acondicionados, entre otros de

refrigeración) que deben trabajar entre intervalo de tiempo más corto para mantener las

temperaturas en el grado deseado.

Otro de los aspectos maligno del cambio climático es el aumento de las

temperaturas en los equipos de protecciones, un incremento en la demanda representa

un incremento en las corrientes, que circulan en la red eléctrica, pero el aumento

considerable de las corriente puede causar el incremento de la cantidad de puntos

calientes, efecto éste que acorta la vida útil de los equipos, trae fallas en la respuesta de

los equipos instalados o restricciones en las maniobras operativas (manuales o

distancias). La presencia del fenómeno meteorológico de la calima la cual consistente

en la presencia de partículas muy pequeñas de polvo, cenizas, arcilla o arena suspendías

en la atmosferas, este es otro de los factores a considerar ya que su presencia constante

trae consigo partículas que pueden adherirse a los equipos de protección, lo cual

implicaría un incremento de los planes de mantenimiento de los equipos.

En la Coordinación de Planificación de Distribución adscrita a la División de

Planificación, se encargan de coordinar la elaboración de los planes operativos de los

procesos de distribución; en los planes se encuentra el rendimiento de las condiciones

operativas de las subestaciones y de los circuitos que conforman las subestaciones. Las

estrategias planteadas desde Planificación de Distribución deben buscar soluciones a

las problemáticas encontradas en su concisión y futura; entra esas soluciones se debe

14

cumplir las exigencias de ofrecer un servicio continuo, confiable y seguro, además de

una inversión económica viable.

Objetivo General

Estudiar las Condiciones Operativas de la S/E Picure 12,47 kV para la

Planificación en el corto y mediano plazo en del Estado Vargas

Objetivos Específicos

1. Diagnosticar las Condiciones Operativas Actuales de los circuitos la S/E

Picure.

2. Estimación de la Demanda en el Corto y Mediano Plazo.

3. Formulación de la solución a Problemas Operativos de los circuitos en Corto y

Mediano plazo.

4. Elaboración de anteproyectos para la solución de los Problemas Operativos.

15

Justificación del Proyecto

La subestación Picure no solo presentado un crecimiento acelerado de la

demanda electrica por la contratación y anexo de nuevos usuarios, se debe considera

los efectos del cambio climático como nueva variante en los estudios de la demanda

eléctrica, ya que crecimiento o decrecimiento de la temperatura afecta directamente el

consumo de los usuarios en la demanda.

El objetivo principal de la planificación de distribución de energía eléctrica, es

ofrecer un panorama futuro del comportamiento de la demanda eléctrica, a fin de

establecer soluciones a problemas presentes y futuros, con el fin de garantizar el

funcionamiento óptimo de las condiciones operativas, presentando así un servicio

continuo, eficiente y seguro, que este dentro de los parámetros de calidad establecidos

en las normativas legales existentes.

Con base en esta problemática se presentan las siguientes interrogantes: ¿Cómo

es el comportamiento histórico de la carga eléctrica en la S/E Picure y los circuitos que

alimenta?, ¿Cómo actualizar la información de los circuitos de la subestación?, ,

¿Cuáles serán las problemáticas existentes en S/E Picure y sus circuitos?, ¿Cuáles serán

las soluciones a las problemáticas obtenidas en el estudio de la demanda de la

subestación Picure y sus circuitos?, ¿Cómo será la demanda eléctrica de la subestación

Picure y sus circuitos, en el período de estudio comprendido entre los años 2016 al

2021?

16

Alcance de la Investigación

El desarrollo de esta investigación tendrá una duración de 16 semanas y se

realizará en la coordinación de Planificación de Distribución adscrita a la División de

Planificación de CORPOELEC sede Guanape en el estado Vargas. La investigación

abarcará el estudio de la planificación a corto y mediano plazo de la S/E Picure 12,47

kV y de los siete circuitos que la conforman; en el estudio se busca desarrollar

estrategias para cada uno de los circuitos que conforman la subestación Picure, en

función de los requerimientos que se puedan aplicar para mejorar las condiciones

operativas de ellos y de los equipos instalados (IDs, PDs, TRXs, cuchillas, entre otros)

dando así cumplimiento a las normas de diseño de la empresa en tanto a la condición

nominal, condición de 2/3 y condición de emergencia.

17

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

La Empresa

Antecedentes de la Empresa

Las oficinas comerciales o punto de recaudación de CORPOLEC en La Guaira

se encuentran ubicadas en el estado Vargas, municipio Vargas, parroquia La Guaira,

sector Guanape, Av. Soublette, en la antigua sede de la Electricidad de Caracas (EDC),

la cual fue fundada a finales del siglo XIX (1.895) por la iniciativa del ingeniero

Ricardo Zuloaga.

La EDC se encargó desde sus inicios a la generación, transmisión, distribución

y comercialización de la energía eléctrica en el Distrito Federal (hoy Distrito

Metropolitano) y el Departamento Vargas (actualmente estado Vargas). Además de

contar con empresas filiales que prestaban el servicio en zonas aledañas a Caracas, tales

como Guarenas y Guatire, a través de la C.A. La Electricidad de Guarenas-Guatire

(ELEGUA); Los Teques mediante la C.A. Luz Eléctrica de Venezuela (CALEV) y San

Felipe en el estado Yaracuy por la C.A. Luz Eléctrica de Yaracuy (CALEY).

En 1931 se instala la planta La Guaira, la primera central termoeléctrica con

una capacidad generadora de 3.065 KW. En 1935 respondiendo al crecimiento de la

población se instala las plantas hidroeléctricas de Curupao e Izcaragua y la planta

termoeléctrica Ricardo Zuloaga. Entre los años 50 y 60 se construyeron las plantas

Arrecife (1950), Tacoa (1956) y El Convento (1958). En 1963 comienza las

conversaciones para realizar interconexiones con otras empresas para el cambio de

18

frecuencia de 50 Hz a 60 Hz. Luego en 1969 se inaugura la planta Oscar Augusto

Machado. En 1979 se amplía la capacidad de Tacoa con la instalación de tres nuevas

unidades. No es sino hasta el 2006 que la corporación AES Corp adquiere el 87% de

las acciones de la corporación EDC, pasando a ser el accionista mayoritario.

A principio del año 2007, el presidente Hugo Chávez anunció la

nacionalización de la empresa “El Estado debe reservarse las actividades de

generación y transmisión de electricidad. Es una necesidad, no es ningún capricho.

Fue un error haber privatizado el sector eléctrico”. El 8 de mayo del 2007 por medio

del modelo económico socialista se culmina la oferta pública de tomar el control sobre

las acciones de AES Electricidad de Caracas, mediante la cual el Estado venezolano

pasó a contar con el 92,98% del total accionado de la empresa; de este modo el 14 de

junio la empresa pasó oficialmente a manos del Estado.

Nacimiento de CORPOLEC

Para julio del 2007, el Presidente Chávez planteó la reorganización del sector

eléctrico nacional con el fin de mejorar el servicio en todo el país; y que tres años más

tarde, a través de la Ley de Reforma Parcial del Decreto 5.330 de la Ley Orgánica de

Reorganización del Sector Eléctrico, sancionada por la Asamblea Nacional (AN), se

estableció que toda la actividad de generación, transmisión, distribución y

comercialización de potencia y energía eléctrica quedará en manos del Ministerio del

Poder Popular para la Energía Eléctrica (MPPEE), a través de una empresa rectora

única nacional, denominada Corporación Eléctrica Nacional (CORPOLEC). A través

de este decreto se estableció que todas las empresas del sector eléctrico, incluyendo a

la EDC, debían integrarse en una persona jurídica antes del 31 de diciembre del 2007.

19

Misión

Garantizar un servicio eléctrico en todo el territorio nacional, eficiente, con

calidad, sentido social, sostenible y en equilibrio ecológico, que promueva el desarrollo

del país, con la participación activa, protagonista y corresponsable del Poder Popular,

comprometido con la Ética Socialista y el Plan de la Patria, construyendo la Seguridad

y Defensa de la Nación.

Visión

Ser una corporación con ética socialista, ambiental y económicamente

sustentable, modelo en la presentación de servicio público y motor de desarrollo del

país; con talento humano consciente del suministro de energía eléctrica, promotora del

uso racional y eficiente de la energía, así como de la participación del poder popular y

la preservación de la vida en el planeta.

Los trabajadores de CORPOLEC fundamentan sus valores en la supra-valor ética

socialista, que representa la búsqueda del desarrollo pleno del ser humano, que

propenda la búsqueda del desarrollo pleno del ser humano, que propenda al crecimiento

de una fuerza laboral genuinamente humorista, que se enfoque en el cumplimiento del

deber social, el respeto a la dignidad humana, la solidaridad y la complementariedad.

Debe este supra valor se desprenden otros seis valores que forman parte del Marcos

Estratégico para el Periodo 2014-2019.

20

ORGANIGRAMA

Grafica 1. Organigrama de la División de Planificación Fuente: CORPOLEC, La

Guaira (2016)

Descripción del Departamento Planificación de Distribución

La División de Planificación se encarga de coordinar la elaboración de los

planes operativos de los procesos de distribución y comercialización, a fin de brindar

un servicio eléctrico continuo y confiable, el encargo de llevar el la división es el

Gerente Ali Guevara. Entre sus departamentos se encuentra el de Planificación de

Distribución, el cual se tiene las siguientes funciones:

21

1. Realizar estudios para la estimación de la demanda energía eléctrica a corto

plazo en su ámbito de competencia, a fin de satisfacer la demanda presente y

futura de los usuarios del servicio.

2. Elaborar y presentar los planes es crecimiento del sistema de distribución a

corto plazo en su ámbito de competencia, a las instancias correspondientes, a

fin de que sean incluidas en el Plan de Expansión y Adecuación del Sistema

Eléctrico de CORPOELEC.

3. Coordinar con la División de Planificación de Distribución de ámbito nacional,

el uso de metodologías y criterios para la elaboración de los planes de

crecimiento y de investigaciones a corto plazo de área de distribución del

estado, a fin de unificar los métodos en la elaboración del Plan de Expansión y

Adecuación del Sistema Eléctrico en CORPOELEC.

4. Coordinar con la División de Planificación de ámbito nacional, los resultados

de los planes de crecimiento y de investigaciones a corto plazo del área de

distribución del estado, a fin de coordinar su ejecución con el plan de Expansión

y adecuación del Sistema Eléctrico en COORPOELEC.

5. Realizar los estudios del comportamiento de la red de distribución en

condiciones reales o simuladas, a fin disponer de información confiable para la

planificación de la expansión del sistema eléctrico del estado.

6. Mantener actualizada la base de datos del funcionamiento de la red de

distribución coordinando con las unidades correspondientes el suministro de la

información, a fin de disponer de información confiable para la planificación

del crecimiento del sistema eléctrico de distribución del estado.

22

7. Participar en la formación de los planes de emergencia, a fin de establecer

mecanismos de detección, atención y solución de las situaciones que generan

perturbaciones importantes en el funcionamiento de la red de distribución del

estado.

8. En el desarrollo de este estudio, se utilizan ciertos conceptos adquiridos en el

trabajo de pasantías que ameritan una previa explican para su total

entendimiento. Bajo esta consideración se presentan a continuación algunos de

los términos utilizados.

Glosario de Términos

Sistemas de Distribución: Definición y Parámetros

El sistema de distribución es el responsable de la transmisión de la energía

eléctrica desde la subestación reductoras (69/12,47 kV ó 30/4,8 kV) hasta los

transformadores de distribución (12,47/0,12/0,208/0,240 kV) y de allí hasta las

acometidas de cada cliente en baja tensión. Entre los elementos que lo conforman se

encuentran:

Subestación de Distribución

Son subestaciones en las que la tensión se reduce y se derivan los alimentadores

de distribución. Normalmente las relaciones de transformación que maneja este tipo de

subestaciones pertenecientes a CORPOELEC, son de 69 kV a 12,47 kV y de 30kV a

4,8 kV.

23

Terminología usada en CORPOELEC

Acometida

Conjunto de conductores y equipos utilizados para la conexión entre la red

eléctrica de la distribuidora y el punto de suministro al usuario.

Alimentadores de Distribución

Es todo circuito que transmite energía eléctrica desde las subestaciones de

distribución hasta los puntos de consumo.

Caída de Tensión

Es la diferencia entre dos puntos de un mismo instante, referida generalmente a

la tensión nominal del circuito al cual pertenecen los dos puntos. Se calcula en forma

general mediante la siguiente expresión:

Capacidad Normal

Se define como la capacidad nominal del conductor, bajo este valor el mismo

no sobrepasara su temperatura nominal de daño.

24

Capacidad de Emergencia

Se define como la capacidad máxima que puede circular en el conductor durante

periodos cortos de tiempo sin que se disminuya la vida útil del mismo. Esta capacidad

depende directamente del material con el cual este aislado el conductor, por lo que para

conductores desnudos la capacidad nominal es igual a la capacidad de emergencia. Esta

capacidad de emergencia viene definida por el fabricante del cable.

Capacidad de Diseño

Esta capacidad depende del número de circuitos con que la empresa de servicio

eléctrico trabaja para lograr la recuperación de un circuito fallado. En el caso de

CORPOELEC, se tiene establecido que la carga de un circuito bajo una contingencia

debe ser asumida en su totalidad por mínimo dos circuitos.

Capacidad de Emergencia o de Sobrecarga

Es la carga máxima que puede soportar un conductor sin sufrir daños

irreversibles, al igual que en la capacidad nominal del troncal. Para conductores

desnudos se asume que la capacidad de emergencia es igual a la capacidad nominal.

Capacidad Firma de la Subestación

Es la capacidad que tiene la subestación de servir la demanda en caso de que la

unidad de mayor capacidad esté fuera de servicio o en mantenimiento. Ante esta

condición se asume que cada unidad transformadora que queda en servicio puede

sobrecargarse en un 20% de su capacidad normal. Se calcula a partir de la siguiente

ecuación:

25

Donde:

n = Número total de transformación en la subestación.

kVAvfi = Capacidad nominal con ventilación forzada del transformación i.

Kvvfmax = Capacidad nominal con ventilación forzada del transformador de mayor

capacidad.

Carga Concentrada

Son cargas que están ubicadas físicamente en un solo inmueble, o conjunto de

edificaciones, cuya capacidad es mayor de 500 kVA. El punto de transformación está

constituido por una o más unidades y podrá ser destinado:

1. Al uso exclusivo de un solo suscriptor, como sucede en el caso de las

edificaciones institucionales, comerciales o industriales de administración

única: hospitales, institutos o empresas del estado, entre otros.

2. Al servicio de varios suscriptores en el mismo inmueble, o grupos de

inmuebles, como sucede en el caso de edificaciones multifamiliares,

multicomerciales o una combinación de ambas.

Carga Distribuida

Son cargas que están geográficamente dispersas en inmuebles separados que,

por razones económicas, están servidas por uno o más puntos de transformación. Es el

caso de urbanizaciones y parcelamientos industriales.

26

Carga Total Conectada

Es la suma de las potencias nominales de los servicios conectados en una zona

determinada, se expresa por lo general en kVA, kW, MV o MW.

Circuito Emergente

Son circuitos que están encargados de recuperar la carga de otros circuitos

cuando éstos se encuentran en situaciones de emergencia.

Circuito Primario

Es la parte de alimentador de distribución que opera en la misma tensión que la

barra secundaria de la subestación.

Circuito Secundario

Es la parte del alimentador de distribución que opera en baja tensión, desde los

transformadores de distribución hasta las acometidas de los suscriptores.

Copa

Es la parte del interruptor de la subestación donde se conecta los circuitos de

distribución primaria. Con cada copa se permite tener una salida al troncal de cada

circuito de distribución.

Crecimiento Interanual

Es el crecimiento en demanda eléctrica que tiene cada circuito por año.

27

Crecimiento Vegetativo

Es el crecimiento de la demanda consumida en un circuito a causa del

incremento del consumo eléctrico por los suscriptores ya existentes.

Cuadrículas

En los planos de escala 1:1000 a 1:500, que abarca un área de 250.000 m2 donde

se muestra la información de las obras civiles existentes en la zona tales como sótanos,

tuberías, calles, construcciones y además contiene información de los conductores de

alta y baja tensión. Cada cuadricula tiene su número de identificación interno el cual

es utilizado para ubicar a los diferentes elementos de la red.

Demanda

Es la carga en kVA o kW tomada como valor medido durante un período de

tiempo determinado.

Demanda Máxima Leída

Es la potencia máxima usada por el suscriptor durante un período de

facturación, registrada por los equipos de medición en unos intervalos de quince (15)

minutos. Se expresa en kilovoltamperios (kVA). Cuando no se instala el medidor de

demanda máxima ocurrida en el mes se resulte dividiendo por 200 horas los kWh de

energía consumida.

28

Demanda Mínima

La demanda mínima de una instalación o sistema es la menor de todas las demás

que han ocurrido durante un período de tiempo específico

Demanda Promedio

Es la potencia media que se registra en un período de tiempo definido. Se define

por la expresión:

Factor de Carga o FC

Es la relación entre la demanda promedio y la demanda máxima durante un

periodo de tiempo definido (día, mes y año), dando origen a un factor de carga diario,

mensual o anual respectivamente.

Donde:

T= Período total de la medición (día, mes o año).

Dprom= Demanda promedio.

Dmáx= Demanda máxima.

Factor de Demanda o Fdem

Es la relación de la demanda máxima entre la carga conectada en un sistema

(CC), entendiéndose por carga conectada a la capacidad de régimen en placa de los

aparatos receptores de corriente.

29

Factor de Utilización

Es el factor de utilización de un sistema eléctrico en un intervalo de tiempo (t)

es el cociente entre la demanda máxima y la capacidad nominal del sistema.

FU= Dmáx (t) / Capacidad Nominal

Donde:

FU = Factor de Utilización

Dmáx(t) = Demanda Máxima en un Intervalo de Tiempo.

Factor de Diversidad o Fdiv

Es la relación entre la suma de las dos demandas máximas de varios

componentes individuales de un conjunto y demanda máxima del conjunto. Se calcula

mediante la expresión mostrada a continuación:

Factor de Pérdidas

Es la relación entre el valor medio y máximo de las pérdidas de un sistema o

parte de un cierto período.

30

Indicador de Falla (IF)

Es un dispositivo que señala el paso de la corriente de cortocircuito por el punto

donde se encuentran instalado.

Interconexión

Unión de dos alimentadores a través de un equipo de seccionamiento,

normalmente abierto, para recuperar carga de un Alimentador transfiriéndola a otro,

tanto en condiciones normales como de emergencia.

Intervalo de Demanda

Es el periodo sobre el cual la carga es prometida. Éste período de tiempo puede

ser de 15 minutos, 1 hora, 24 horas, entre otros.

Interruptor de Distribución o ID

Es el nombre dado a los elementos electromecánicos que permiten separar una

o varias cargas del circuito en casos de fallas o mantenimientos y de esta forma facilitar

la interconexión entre circuito adyacentes.

Líneas de Distribución

Circuito primario localizado esencialmente fuera del perímetro urbano de las

ciudades y que alimenta uno o más localidades.

31

Planos de Operación

Son planos que contienen información geográfica de las rutas de los

circuitos primarios y de los equipos conectados a lo largo de estas rutas. Se resaltan los

diferentes puntos de seccionamiento, punto de transformación, puntos de interconexión

con circuitos vecinos, el tipo y calibre los conductores, y los puntos de compensación

reactiva. Los planos están en escala 1:2.500 y presentan leyendas en las cuales se

especifican los datos de cada uno de los equipos conectados en el circuito:

transformadores (T), protectores de distribución (PD), interruptores de distribución

(ID), entre otros.

Plano Macro

Se encuentra dividido en cuadriculas en el cual se muestran todos los circuitos

de una subestación. Es utilizado para visualizar rápidamente los recorridos de los

circuitos y los puntos de interconexión de los mismos, en donde cada circuito se

identifica con un color y también se encuentran los nombres de los interruptores y

elementos más importantes de cada circuito.

Planificación de distribución Eléctrica

Es aquella que tiene como misión proveer planes, estudios, anteproyectos e

inversiones que direccionen el desarrollo actual y a futuro del sistema eléctrico de una

manera confiable y segura, para prestar un mejor servicio.

Planificación Operativa o e Corto Plazo

Consiste en el diagnóstico de la condición del circuito en su operación actual,

para efectuar los correctivos necesarios. Esto incluye las cargas actuales del circuito

32

más las que están en curso de conexión y aprobadas en la forma de proyectos en

ejecución. La planificación operativa tiende a subsanar las anomalías existentes.

Protección de Distribución o PD

Es el nombre dado al poste de distribución que contienen un transformador que

alimenta a uno o varios consumidores de baja tensión. Esta identificación facilita la

búsqueda en la base de datos y en los planos de operación.

Ramal del Alimentador

Es una derivación directa del circuito troncal y que extiende por las rutas

secundarias de una zona. Esta derivación puede ser trifásica o bifásica. Sirve para la

alimentación de las cargas o para efectuar interconexiones entre los circuitos.

Redes de Distribución

Están conformadas por los circuitos de distribución que alientan esencialmente

cargas ubicadas dentro del perímetro urbano de la cuidad y que contempla tanto la

media tensión (12,47 kV) como baja tensión (120, 208 y 240 V).

Reconectador

Es el interruptor con reconexión automática, instalado preferentemente en

líneas de distribución. Es un dispositivo de protección capaz de detectar una

sobrecorriente, interrumpirla y reconectarla automáticamente para reenergizar la línea.

Si la falla es de carácter permanente el reconectado abre en forma definitiva después

de cierto número programando de operaciones, de modo que aísla la sección fallada de

la parte principal del sistema.

33

Seccionador

Equipo que permiten segmentar, interrumpir o interconectar un alimentador.

Puede ser un equipo de seccionamiento operado en forma independiente o estar

formando parte de un equipo de protección transformación.

Segmentación

Fraccionamiento de un alimentador para facilitar la localización y el

aislamiento de fallas con el fin de reducir los bloques de carga interrumpidos por fallas,

amplificaciones, mantenimiento o reparaciones de la red de distribución.

Segmento o Tramo

Parte de un alimentador comprendida entre dos seccionadores.

Troncal del Alimentador

Se define como troncal de un alimentador a la ruta de mayor de kVA de carga

por metro lineal de recorrido. Está definición está basada en función de la magnitud de

la demanda servida, con excepciones de los casos como usuarios especiales.

Herramienta de CORPORELEC

Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA)

Significa Supervisión, Control y Adquisición de Datos. El SCADA es un

sistema basado en computadores que permitan supervisar y controlar distancia la

instalación de cualquier equipo.

34

Análisis de Sistemas Primarios (ASP)

La herramienta computacional ASPV8, es un programa de análisis y simulación

de redes primarias, que permite simular el estado de un circuito para diversas

condiciones de operaciones. A continuación se presenta una breve descripción de la

funcionalidad, característica y bondades de esta herramienta.

Analizar y editar circuitos.

Simulación del crecimiento de redes

Compensación de interruptores y recuperación con otros circuitos

interconectados

Configuración de redes para mínima pérdida.

Ambiente gráfico interactivo de fácil manejo y aprendizaje.

Estructura de datos sencilla y fácil de crear.

Un mínimo de entrenamiento para su uso.

Creaciones de demos

Fácilmente adaptable a requerimiento del usuario (Personalizable).

Despliegue del diagrama unifilar o geográfico.

Cambio inmediato de parámetros de la red por pantalla.

Este programa cuenta con algunas limitaciones, tales como que el número

máximo de nodos y/o tramos es de 5.000, se pueden manejar hasta 500 calibres

diferentes de conductores y se pueden manejar en un mismo de 200 circuitos primarios.

También brinda la opción de colocar de capacitores para solventar problemas en caídas

de tensión y pérdidas.

Como datos importantes que arroja el programa se tienen:

35

Muestra al nodo como mayor caída de voltaje y los nodos del circuito donde el

voltaje en p.u. en media tensión es menor 0,95. El programa señala los nodos

con las características antes mencionadas con color rojo y muestra en la parte

inferior de la pantalla el valor del voltaje mínimo y su ubicación.

Da el tramo con mayor Capacidad de Emergencia (CE) y todos los que violan

la CE. El programa ilumina en verde aquellos tramos donde la demanda es

mayor al sesenta y siete por ciento (67 %) de la CE, ilumina en rojo aquellos

tramos que supera el cien por ciento (100%) de la CE. Para tramos subterráneos

la CE máxima presenta aproximadamente ciento veinte por ciento (120%) de la

CN mientras que para los datos aéreos es igual a la CN.

A partir de una base de datos interna, muestra en pantalla el factor de potencia

de circuito.

Muestra un reporte donde puedan observar las pérdidas totales en kVAR y kW

tanto en valor numérico como en porcentaje (%)

Archivo TXT

Este archivo de texto (circuito.txt) representa la base de datos a la cual recurre

el programa ASP para realizar las simulaciones, el mismo contiene la información

acerca de voltaje, porcentaje de crecimiento, demanda, kVA instalado, factor de

potencia, factor de carga, factor de pérdidas.

36

Archivo* .dat

Lo archivos de datos (.dat) son generados a partir de la aplicación SCP y poseen

una estructura para ser leída por el programa. Estos archivos deben ser convertidos en

otro tipo (.pri) para que puedan ser interpretados por el programa computacional ASP.

Sistema de Información Geográfica Red Eléctrica de Distribución (SIGRED)

Es un programa que permite recolectar información geográfica de la red

eléctrica local, entre esos datos que se pueden obtener están: equipos, postes, calibre,

posición geográfica exacta, topografía del terreno, entre otros elementos.

Planificación del sistema Eléctricos de Distribución

La Planificación

La planificación se puede definir como el estudio destinado a anticipar el curso

de una acción con la finalidad de alcanzar una situación deseada. En el estudio se

plantea las estrategias y curso de acciones para alcanzar el objetivo deseado; buscando

la forma más económica y eficiente para la inversion de los recursos de la empresa.

Para realizar un buen plan de planificación se debe tener encuentro los factores

de: identificación del problema, el tipo de tamaño del problema, su ubicación, sus rutas,

interconexiones, futuras subestaciones, líneas de distribución, alimentadores y en

general todo tipo previsiones que requieran realizarse con anticipación para las mejores

en el servicio, minimizando así los costos por pérdidas y fallas.

Los estudios de planificación se deben realizar en intervalos de tiempo donde

se analiza las posibles variaciones de los circuitos. La duración de los períodos está

37

relacionada directamente con el objetivo de estudio, según los criterios y circunstancias

que afectan la demanda; estos se pueden clasificar en: Corto Plazo, Mediano Plazo y

Largo Plazo. En este estudio solo se tomaran en cuenta el corto y mediano plazo.

Planificación a Corto Plazo o Planificación Operativa

Los estudios de planificación a corto plazo son de gran relevancia ya que a partir

de los mismos surgen las alternativas de mejora, que mantendrán las instalaciones de

la red primaria de distribución en disponibilidad de servir la carga presente y la futura

en un plazo de 1 a 2 años. Su objetivo principal es diagnosticar la red primaria de

distribución a fin de detectar las condiciones operativas inadecuadas, consideras

clientes existentes y futuros, establecer las estrategias adecuadas que logren dar

soluciones a los problemas actuales y soluciones preventivas. Entre esas estrategias que

comúnmente se tiene el corto plazo son:

Traspasos de Cargas

Es la transferencia de carga eléctrica que ocurre entre dos circuitos primarios

de distribución a fin de atender una situación de emergencia en cualquiera de los

circuitos, también para adecuar a fin de reducir la cantidad de carga que soportan los

conductores o uno de los circuitos. Está estrategia es una de las primeras opciones en

la planificación de sistema de distribución por ser de bajo costo ya que solo depende

de maniobras sobre equipos ya existente lo que lo hace un trabajo de bajo impacto

económico.

38

Instalación de Bancos de Capacitores

Esta estrategia consiste en instalar bancos de capacitores que permitan mejorar

los perfiles de tensión en la red o reducir las pérdidas. Esta solución está sujeta a los

estudios de tensión, pérdidas y armónicos en la red.

Cambio de Calibre de los Conductores

Consiste en el aumento de la sección transversal de tramos de conductores en

los que su capacidad normal y/o de emergencia se ve excedida según las normas de la

empresa. Esta solución permite aumentar la capacidad que puede manejar el circuito,

reduciendo las perdidas y la disminución de caída de tensión.

Instalación de Protecciones Suplementarias

Es la instalación de equipos de protecciones y/o seccionadores de cargas en

puntos estratégicos en los circuitos con alta tasa de fallas, con la finalidad de evitar la

pérdida de carga o de recuperarla con mayor rapidez.

Creación o Expansión de Nuevos Circuito

Consiste en agregar un nuevo circuito primario de distribución, aprovechando

la disponibilidad de alguna celda o copa libre en la subestación que permitan la

colocación de un interruptor de salida de la subestación o de un tramo de conductores

para suplir la demanda requerida. Éste tipo de estrategias puede implementarse en el

corto plazo pero dependiendo del estudio puede considerarse como estrategia de

solución en el mediano plazo.

39

Planificación de Mediado Plazo

Los estudios a mediano plazo se realizan con la finalidad de conocer el

crecimiento de la demanda de un circuito o subestación, tanto por su crecimiento

natural como por la introducción de nuevas cargas en un período máximo de 5 años,

con el fin de definir estrategias que permitan suplir toda la demanda eléctrica según el

desarrollo previsto, bajo los criterios de calidad, continuidad y confiabilidad de la

empresa. El objetivo general del mediano plazo es determinar las expansiones

necesarias en la red y subestaciones, por ello es necesario considerar los objetivos

específicos del mediano plazo.

Determinar la expansión de las subestaciones

Elaborar planos para el reacondicionamiento de la red existente

Especificar rutas y calibres de nuevos alimentadores.

Priorizar las obras.

Decidir las áreas que requieran nuevo nivel de tensión

Elaborar los planos de desarrollo

Anticipar la conexión de nuevos clientes.

Prever recursos e infraestructura.

Determinar el plan de inversiones.

Las estrategias que se proponen para los problemas detectados por los estudios

de planificación a mediano plazo son:

Cambio de Nivel de Tensión

Consiste en aumentar la tensión de operación de un circuito completo o

solamente de un sector en específico. En la actualidad, las opciones posibles de cambio

40

de tensión en la empresa son: 4,8 kV a 12,47 kV ó 8,3kV a 12,47kV. Es una estrategia

de alto impacto económico ya que involucra la adecuación de un circuito completo a

nivel de: aislamiento de conductores, tensión de operaciones de los transformadores y

ajuste de los equipos de protección al nuevo nivel de tensión.

Adición de Unidades de transformación en las Subestaciones Existentes

Esta estrategia de solución a mediano plazo entra en juego a fin de evitar que la

demanda eléctrica supere la capacidad firme de la subestación, si se superare la

capacidad firma de la subestación al ocurrir una falla se vería comprometía la calidad,

continuidad y confiabilidad del servicio.

Criterio de Planificación Utilizados por la Empresa

Criterio de caída de tensión máxima.

CORPOELEC establece que sus circuitos primarios de distribución aéreos y

subterráneos deben cumplir con los límites establecidos que se muestran en la Tabla 1.

Condición de Operación ∆Vmáx Banda Permitida (p.u)

Normal ± 5% 0,95 < V < 1,05

Emergencia ± 8% 0,92 < V < 1,08

Tabla 1. Condiciones Operativas de los Conductores de CORPOELEC

Criterio de Límite de Capacidad de Carga

Este criterio señala las capacidades de diseño para las líneas aéreas y

subterráneas en los circuitos primarios y debido a que cada circuito de distribución

41

debe ser asistido por lo menos por otros dos circuitos, la carga máxima del troncal debe

ser 2/3 de la capacidad de emergencia. En el caso de las líneas aéreas la capacidad de

diseño no debe superar el 67% de la capacidad nominal, lo que resulta en condiciones

de emergencia la línea no se cargue al 100% de su capacidad Nomina. Cuando un

conductor aéreo supera su capacidad nominal va perdiendo las propiedades de su

material y aleación por lo que la vida útil se ve acortada.

En las líneas subterráneas la capacidad de diseño es de 80% de valor que

equivale a 4/5 de su capacidad nominal, y por lo tanto se ve excedida su condición de

emergencia cuando el conductor trabaja a un 120% de su capacidad nominal. La

capacidad de emergencia de carga en líneas subterráneas se determina según: el calibre

del conductor, el material aislante, el número de tuberías ocupadas en la bancada, entre

otros elementos.

Gráfico 2. Porcentaje de la capacidad del conductor

42

Criterio de Pérdidas Técnicas

De acuerdo a estudios de pérdidas técnicas realizados a los circuitos de la red

primaria de distribución de CORPOELEC, se establece el 3% de potencial total

entregado por el circuito, como nivel de referencia para las pérdidas técnicas. Sin

embargo, por razones económicas pueden existir circuitos a los que resulte beneficioso

tener el nivel de pérdidas en valor mayores al 3%.

Criterios de Seccionamiento

Este criterio se usa para la aplicación de equipos de seccionamiento en los

circuitos de distribución primaria. Su función es aislar fallas, reducir bloques de carga

interrumpidos, permiten traspasos de carga entre otros. Hay normativas en caso de

líneas aéreas y subterráneas.

Seccionadores de líneas Aéreas

En cada kilómetro de troncal o ramal.

En cada tramo de circuito troncal o ramal con capacidad de transformación (capacidad

instalada) igual o mayor de 900kVA

En el origen de cada circuito ramal o subramal con una longitud mayor de 400m,

En cada punto de transformación de capacidad nominal (capacidad instalada) igual o

mayor de 500kVA.

En los puntos interconexión del circuito troncal o ramal a otros circuitos primarios.

Seccionamiento de Líneas Subterráneas

Circuito Primario Único: En él se instala como mínimo equipos de seccionamiento

en los circuitos primarios de acuerdo a los siguientes reglas:

43

Se seccionará al troncal (usando seccionadores de baja carga) cada 1250kVa de

demanda. No se considerará la demanda asociada a cargas con alimentación

alternativa.

Al inicio de un ramal con carga se deberá instalar un medio de seccionamiento,

presenta dos casos: cuando la demanda del ramal sea igual o mayor a 1250kVA

se usarán seccionadores bajo carga y cuando la demanda sea inferior a

1250kVA se usarán Conexiones Modulares de Seccionamiento (CMS)

Se utiliza un seccionador bajo carga en cada punto de transformación de

capacidad igual o mayor a 750kVA (capacidad Instalada) o aquel que este

destinado a servir cargas prioritarias como clínicas, hospitales, industrias de

procesos críticos y edificaciones de importancias estratégicas

Aproximadamente cada 400 metros, del circuito troncal o ramal, el empalme

convencional se sustituirá por un empalme hecho con CMS. Esta regla no aplica

cuando en el diseño del circuito se prevea el uso transformadores auto

protegidos en anillo separados cada 400 metros o menos.

Cuando exista una transición de subterráneo a aéreo o viceversa se instalará un

seccionador en el tramo aéreo.

Varios Circuitos Primarios en la misma ruta: Se instalarán equipos de

seccionamiento en los circuitos primarios. Cada circuito deberá cumplir con las

reglas descritas anteriormente, además de las siguientes:

44

No se permite coincidencias de CMS de distintos circuitos en un mismo sótano

de empate a menos que el espacio disponible en el sótano garantice si operación

segura y confiable.

Cuando exista cercanía en los puntos de seccionamiento bajo carga de dos

circuitos en la misma ruta, su utilizará un seccionador de cuatro vías, barra

seccionadora y abierta, en lugar de seccionadores de 2 vías.

Interconexiones

La interconexión es el punto de un circuito primerio, que permite a través de un

interruptor de distribución (ID) traspasar o recibir carga eléctrica de otro circuito, ya

sea de manera provisional (por una situación de emergencia), o de manera permanente.

La interconexión entre circuito debe lograrse según las siguientes reglas:

Solo se permitirá se permitirá utilizar seccionadores rompe carga para realizar

interconexiones.

Se deberán interconectar los troncales de tal manera que un circuito pueda ser

recuperado al menos por otros dos.

Se deberá facilitar interconexiones a todo bloque de 1250kVA de demanda o

más.

La ubicación de las interconexiones deberá garantizar la máxima recuperación

de carga del alimentador ante fallas. No se recomienda la ubicación de las

interconexiones, en puntos cercanos a la subestaciones.

45

No se permitiera la interconexión de dos alimentadores en un mismo

seccionador.

Gráfico3. Diagrama de Distribución de Carga e Interconexión de un Circuito

Primario con ID abiertos (los cuadro en blanco) y cerrados (cuadros negros)

Criterio de Capacidad Firme en Subestaciones

Este circuito toma en cuenta la capacidad que se debe manejar en el sistema de

distribución ante la salida forzada de unidades de transformación, esta capacidad

permite seguir supliendo la carga demandada sin la necesidad de tener que recurrir al

traspaso de carga mediante la interconexión a otros circuitos garantizado así la

continuidad del servicio. Debido a este criterio, es relevante tratar de mantener todas

las unidades con capacidades de transformación iguales, porque de esta forma se logra

disponer de una capacidad firme más elevada, lo que implica capacidad de suplir mayor

demanda en caso de contingencias.

46

Estimación de la Demanda

La estimación de la demanda es uno de los elementos más importantes que

constituyen el proceso de planificación, conocer la demanda futura tiene relación

directa con las inversiones a realizar y con la calidad de servicio. Los pronósticos son

suposiciones basadas en la intuición o en algún tipo de tendencia de un escenario

probable (optimista o pesimista) que se quiere estudiar. Si bien es cierto que existen

incontables formas para hacer pronósticos, desde la intuición hasta modelos

probabilísticos, se debe tener en cuenta que todo pronóstico es en esencia la sugerencia

de una posibilidad.

El comportamiento de la demanda no se ajusta al pronóstico hallado, sino que,

es la alternativa más viable que se encuentra luego de hacer una serie de razonamientos

basados en la información disponible y la capacidad análisis de equipos de trabajo. Esta

información comprende los siguientes aspectos:

Demanda máxima y promedio por circuito

Capacidad instalada

Cargas Especiales

Histórico de consumo de energía y potencia por circuito

Factor de Potencia

Factor de Perdidas

Variables Demográficas.

El crecimiento de la demanda en un área determinada al momento de planear

las necesidades del sistema eléctrico, por lo que deben tenerse en cuenta factores de:

47

Factores Económicos

En la elaboración de cualquier estudio que esté relacionado con la calidad de

vida de las personas, deben considerarse los componentes económicos que afectan,

dentro de estos factores se encuentran el Producto Interno Bruto (PIB), la inflación, el

salario mínimo, el valor de la moneda local frente al dólar, entre otros.

Factores Geográficos

Es muy importante la ubicación del centro de consumo con relación a la

subestación, ya que determina si la entrega de energía se ve afectada por las distancias

existentes.

Datos Históricos de Demanda

El registro del comportamiento de los centros de consumo es una herramienta

fundamental en el momento de hacer las estimaciones correspondientes a períodos

futuros, estos datos proporcionan una idea clara de cómo ha evolucionado la demanda

en un lapso de tiempo determinado.

Aumento de la Población

Se debe estudiar cómo es la tasa de crecimiento poblacional para el área en

cuestión, pues ésta se relaciona directamente con el uso de energía.

48

Densidad Carga

El patrón de consumo de energía en una determinada área servida por la

subestación en estudio puede ser usado para saber si está cumpliendo con las

necesidades existentes en el centro de consumo.

Proyectos en Desarrollo

El crecimiento de la demanda depende de los proyectos y planes programados

para el desarrollo comunitario. Las decisiones correspondientes a los resultados

obtenidos por las proyecciones deben estar acordes con los proyectos.

Factores Ambientales

Este tipo de factores contrae problemas de subestimación y sobreestimación de

la demanda real, en ambos casos hay pérdidas económicas presentes. Estas pérdidas

pueden llegar a tener cifras elevadas, que representan a la empresa eléctrica sumas

considerables.

Procedimientos Usados para la Estimación de la Demanda.

Para la estimación de la demanda, es necesario poner en práctica una serie de

pasos que se enumeran a continuación:

1. Obtener el registro histórico de las demandas máximas de las subestaciones

en estudio: las lecturas obtenidas en el sistema SCADA

49

2. Identificar la Demanda Máxima actual por circuito: Se toma como dato de

partida para la estimación de la demanda, la medición máxima registrada en

el año.

3. Consideración de cargas Concentradas en la Zona: Se considera el impacto

de nuevos clientes en la zona según el escenario de estudio, los proyectos de

clientes y posibles áreas de desarrollo.

4. Consideración de los traspasos previos hechos en la red: Es posible que desde

de data disponible hasta el momento del estudio los circuitos que conforman

la subestación bajo estudio hayan sufrido traspasos de carga, lo que afecta la

demanda máxima actual que pueden solicitar.

5. Estimación de la demanda: Se utilizan métodos para estimar la demanda

máxima esperada en la subestación y en los circuitos los cuales son:

5.1 Promedio móvil

Suaviza los datos al promediar observaciones consecutivas en la serie

de tiempo. Este método es adecuado cuando no hay componente de tendencia

ni estacionalidad, sin embargo, hay alternativas si se presentan estos patrones.

En este método se obtiene una gráfica de serie de tiempo mostrando los valores

observados y estimados (un periodo adelante), además de los seis pronósticos.

5.2 Métodos De Suavización Exponencial

Los métodos de suavizamiento exponencial han sido utilizados con

éxito a través de los años en muchos problemas de pronóstico. Fueron sugeridos

en 1957 por C.C. Holt para su aplicación en series de tiempo sin tendencia ni

50

estacionalidad. Después Winters en 1965 generalizó el método para incluir

estacionalidad, de ahí el nombre de “Método de Holt-Winters”.

5.3 Método de Winters

El método de Winters calcula los estimados de tres componentes: nivel,

tendencia y estacionalidad. Estas ecuaciones dan una mayor ponderación a

observaciones recientes y menos peso a observaciones pasadas. Se aplica

cuando en la serie de tiempo se presentan los patrones de tendencia y

estacionalidad. Suaviza los datos por el método exponencial de Holt – Winters.

Se recomienda este método cuando se tienen presentes los componentes

de tendencia y estacionalidad ya sea en forma aditiva o multiplicativa. El efecto

multiplicativo se presenta cuando el patrón estacional en los datos depende del

tamaño de los datos o sea cuando la magnitud del patrón estacional se

incrementa conforme los valores aumentan y decrece cuando los valores de los

datos disminuyen.

El efecto aditivo es mejor cuando el patrón estacional en los datos no

depende del valor de los datos, o sea que el patrón estacional no cambia

conforme la serie se incrementa o disminuye de valor.

Bases Legales

Constitución de la República Bolivariana de Venezuela

Artículo 3. El Estado tiene como fines esenciales la defensa y el desarrollo de

la persona y el respeto a su dignidad, el ejercicio democrático de la voluntad popular,

la construcción de una sociedad justa y amante de la paz, la promoción de la

51

prosperidad y bienestar del pueblo y la garantía del cumplimiento de los principios,

derechos y deberes reconocidos y consagrados en esta Constitución.

Artículo 19. El estado garantizara a toda persona, conforme al principio de

progresividad y sin discriminación alguna, el goce y ejercicio irrenunciable, indivisible

e interdependiente de los derechos humanos. Su respeto y garantía son obligatorios

para los órganos del Poder Público de conformidad con esta Constitución, con los

tratados sobre derechos humanos suscritos y ratificados por la República y con las leyes

que los desarrollen.

Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico

Artículo 1. La presente Ley tiene como objetivo establecer las disposiciones

que regulan el sistema eléctrico y la prestación del servicio eléctrico en el territorio

nacional, así como los intercambios internacionales de energía, a través de las

actividades de generación, transmisión, despacho del sistema eléctrico, distribución y

comercialización, en concordancia con el Plan de Desarrollo del Sistema Eléctrico

Nacional y el Plan de Desarrollo Económico y Social de la Nación.

Artículo 6. Interpretando el espíritu de la Constitución e la República, se

reconoce el acceso universal al servicio eléctrico, el será garantizado por el Estado a

todas las personas, quienes tienen el deber de hacer uso racional y eficiente del mismo.

Artículo 8. El estado, de acuerdo a la competencia que le establece la

Constitución de la Republica, por razones de seguridad, defensa, estrategia y soberanía

nacional, se reserva las actividades de generación, transmisión, distribución y

comercialización, a través del operador y prestador del servicio; así como la actividad

de despacho del sistema eléctrico, a través del Ministerio del Poder Popular con

competencia en Materia de energía eléctrica.

52

Artículo 15. Todos los ciudadanos y ciudadanas están en la obligación de

proteger y resguardar las instalaciones eléctrica, en tal sentido deben denunciar ante el

operador y prestador del servicio, o las autoridades competentes, cualquier acto que

atente contra la prestación del servicio eléctrico.

Artículo 23. El Ministerio del Poder Popular con competencia en materia de

energía eléctrica, con el apoyo técnico del operador y prestador del servicio, elaborará

el plan de previsión de contingencias, con el fin de garantizar la seguridad del sistema

y la continuidad del servicio eléctrico, de acuerdo con el ordenador jurídico aplicable.

Artículo 25. El Ministerio del Poder Popular con competencia en materia de

energía eléctrica participara en la elaboración del plan correspondiente a la prevención

y atención de desastres, en coordinación con el órgano competente para su formulación,

de acuerdo con el ordenamiento jurídico aplicable.

Artículo 36. El estado fomentará la participación activa, protagónica y

correspondiente del Poder Popular en el sector, a través de los consejos comunales,

mesas técnicas de energía, cooperativa, instituciones de educación superior, centros de

investigación, trabajadores y trabajadoras del operador y prestador del servicio.

53

CAPITULO IV

METODOLOGÍA

La presente investigación se ubica dentro de la modalidad de proyecto factible,

apoyado en una investigación de campo y documental, debido a que es necesario acudir

a documentos y material sobre las condiciones operativas de la subestación Picure

12,47 kV. En el proceso de la planificación, se implementar un esquema de toma

secuencial de decisiones, que es necesaria para la identificación plena de las distintas

actividades que se deben analizar, así como su orden, duración e importancia. En el

depártame de planificación en CORPOELEC se mantienen la metodología establecida

por la antigua C.A. Electricidad de Caracas, la cual utilizada en la realización de este

trabajo. Esta metodología consta de los siguientes pasos:

Recopilación de información

En esta etapa del proceso, el objetivo fundamental es la obtención y verificación

de la data disponible, de esta manera es posible saber el estado actual de la subestación

y de los circuitos que está alimentada. Luego de analizar y evaluar la información, esta

debe ser actualizada, Las fuentes de información que se emplean en este estudio de

planificación a mediano plazo fueron:

54

Diagrama Unifilar de la Subestación

Muestra el número de unidades de transformación que componen a la

subestación, así como la capacidad nominal, capacidad a ventilación forzada en caso

de poseer ventiladores, relación de transformación, tipo de conexión e impedancia de

cortocircuito para cada transformador. En este diagrama también se encuentran el

esquema de barra, interruptores y salida de equipos primarios.

Planos Macro y Planos Operación

El plano macro es elaborado en escala 1:5000. En él se representan las

subestaciones y las rutas geográficas de todos los circuitos de media tensión con sus

respectivas cargas. Cada circuito está identificado con un color en particular que

permite su identificación, siguiendo un código de colores asignado por la unidad de

planificación. Es necesario que toda la información contenida en estos planos esté

actualizada, reflejando la situación actual de la red, al incluir las modificaciones mas

recientes llevadas a cabo en los circuitos por solicitudes de servicio, traspaso de carga,

entre otros.

Los planos de operación son elaborados en escala 1:2500 y muestran una

información más detallada de los equipos conectados a la red. En ellos se representan

los transformadores y equipos de protección con sus respectivos códigos de

identificación. También te muestra el tipo de conexión de los transformadores que

alimentan a las cargas de baja tensión, el recorrido y la distancia de cada conductor o

55

cable perteneciente al circuito de media tensión, su calibre la nomenclatura AWG y su

disposición en el terreno (Subterráneo o Aéreo).

Obtención de Archivos *.dat:

En ellos se encuentran la información por circuito de los equipos, cargas,

longitud de tramos, ductos ocupados en las bancadas y las interconexiones con circuitos

vecinos. Se utilizan como archivos de entrada para los programas de simulación

utilizados a los largos del estudio, Los archivos *.dat serán posteriormente

actualizados.

Registro de PD e ID por circuitos:

En este registro se encuentran actualizados los datos de los protectores de

distribución, además de transformadores y bancos de compensación reactiva. Este

registro también muestran datos como: códigos de identificación, tipo de instalación

(sótanos, poste o casilla), fecha de la última medición de carga, ubicada entre otros.

Esta información se obtienen del SIMIP (Base de datos disponibles en la internet de la

compañía), los planos operación y de los recorridos hechos a los circuitos.

56

Histórico de Demanda

Se obtienen los datos de la demanda histórica en kVA de la subestación en

estudio y de los circuitos que esta alimentado. Esta data se obtiene por medio del

SCADA la cual es una herramienta que permite obtener la demanda eléctrica en kVA

en tiempo real de la subestimación en estudio. Con ella en este estudio se obtuvo un

registro de kVA demandados cada 15 minutos de desde Enero del 2011 hasta el

Diciembre del 2015.

Estimación de la Demanda

Luego de actualizada toda la información digital de la características eléctricas

de la subestación en estudio y de los circuitos que alimenta, se procede a determinar

los valores máximos mensuales estimados de demanda para el periodo en estudio, que

en este caso se extiende desde Enero del 2017 hasta Diciembre del 2021. Para la

estimación de la subestación y cada uno de los circuitos que esta alimenta, se utilizan

los métodos de ajuste tendencial Holt Winteres y ARIMA. Para la realización de la

estimación de demanda debe realizarse de la siguiente forma:

1- El elemento de entrada para la estimación, es la data histórica que se tienen de

cada uno de los circuitos así como de la subestación

2- Se realiza el ajuste tendencial con todos los modelos de curvas disponibles.

3- Cumplimientos con un criterio cuantitativo, se preseleccionan las curvas que

posean un menor error cuadrático, ya que estas son las matemáticas más

parecidas al comportamiento de la data histórica.

57

4- Se realiza la estimación de la demanda con los modelos preseleccionados.

5- Se gratifica las estimaciones preseleccionadas con la herramienta Microsoft

Excel.

Todas las estimaciones preseleccionadas usaron un criterio cuantitativo, donde

se eligieron las curvas con un menor error cuadráticos, ahora son evaluadas bajo el

criterio cualitativo, este criterio depende del punto de vista del planificador y se debe

tomar en cuenta cual seria el comportamiento aproximado de la demanda en un futuro,

considerando las posibilidades reales de crecimiento, es decir, considerando de una

manera intuitiva las posibilidades que tienen el sector residencial, comercial e

industrial de expandirse, ya sea por cuestiones geográficas y/o económicas.

Simulación de las condiciones actuales del sistema

El análisis de los circuitos se realiza con la ayuda del programa computacional

de Análisis de Sistema de Potencial (ASP). El programa ASP análisis de flujo de carga

en los circuitos empleado los archivos de datos creados para los circuitos de estudio.

A través de la simulación de la red, colocando la demanda obtenida en la estimaciones,

se realizan un conjunto de análisis que permiten establecer el comportamiento del

sistema actual de acuerdo con los criterios de planificación establecidos. Obtenidos

indicadores técnicos y económicos que permiten apreciar el desempeño del sistema en

todos los aspectos.

58

Gráfico 4. Diagrama de Flujo

Disponer de los formatos digitales

de los circuitos en estudio,

descritos con el nombre de *dat.

Convertir los archivos de datos a

archivos reconocimiento por el

programa

Introducir el valor de la

demanda del año de estudio

(Condición Actual)

Introducir el valor de la

demanda máxima estimada en

el lapso de tiempo de estudio

(Condición Futura).

Abrir el archivo creado por el

programa ASP (extensión .pri)

Obtener los resultados del

programa ASP para los casos

de condición de demanda

actual.

Obtener los resultados del

programa ASP para los casos

de condición de demanda

actual.

Mostrar los resultados y observaciones

encontrados de los circuitos al

departamento de planificación para la

discusión de las posibles soluciones.

59

Procedimiento para evaluar los circuitos en estudio

Es necesario destacar que las posibles soluciones se obtienen de interpretar los

resultados de flujo de carga en el circuito. El ASP resalta los conductores o líneas con

diferentes problemas empleando la leyenda de colores de la Tabla 2.

Problema Técnico en el circuito Color Asignado a

Tramo con Problemas

Conductor excedió su capacidad de emergencia Azul

Conductor en su capacidad Normal Rojo

Conductor excedio 2/3 de su capacidad de emergencia Verde

Tabla 2. Leyenda empleada por el programa ASP según el problema Técnico

Estudio de soluciones Técnicas

Si existen circuitos donde no se cumplen uno o varios de los criterios de

planificación, se realiza el estudio de las posibilidades soluciones técnicas, planteando

estrategias y proponiendo variantes, para solventar los problemas que pudieran

presentarse y que permitan la mejora de las condiciones de operación. Estas soluciones

pueden ser ejemplo, la colocación de nuevos equipos como capacitores para corregir el

nivel de voltaje en caso de estar fuera del rango establecido por el criterio de caída

máxima, el traspaso de carga o el cambio de calibre de un conductor.

60

Durante la toma de decisiones debe evaluarse la factibilidad y vialidad de

ejecución de dichas alternativas, para ello se toman en cuenta las ventajas y los costos

de instalación de cada propuesta. Las opciones y/o alternativas se agrupan de acuerdo

a la prioridad que se le asigne a la ejecución de los anteproyectos y acciones

recomendadas, estos se mencionan a continuación en el orden en que consideran:

Adecuación de los Circuitos:

Este grupo de opciones está conformado por aquellas acciones que se plantean

para resolver problemas existentes cuyas solución no es postergable. Por ejemplo: la

capacidad e carga excedida, la caída de tensión, perdida de cargas ante contingencias

sencillas, traspasos de cargas a circuitos en otro nivel de tensión, seccionamiento

inadecuado y capacidad de interrupción excedida.

Mejoras de los Circuitos:

Este grupo de opciones lo conforman aquellas acciones que se plantean para

solventar problemas potenciales, por ejemplo: la capacidad de expansión.

Anteproyectos Especiales:

Este grupo de acciones incluyen aquellas que permiten a los circuitos de

distribución cumplir con una serie de exigencias propias de nuevos diseños o por

61

consideraciones estratégicas. Por ejemplo: sustitución de quipos y elementos obsoletos,

retiro e quipos subutilizados, entre otros.

Simulaciones de las condiciones Futuras del Sistema

Permite la revisión del sistema existente para determinar su capacidad a futuros

y sus requerimientos. Este análisis dará señales para la detección de problemas a medio

plazo. La simulación de los circuitos se realiza en condiciones normales de operación

con la condición futura obtenida en el estudio de demanda. Si existen solicitudes de

proyectos, deben incluirse antes de la simulación verificando estos cambios futuros.

En el presente estudio para la simulación futura tanto a corto como a mediano plazo,

se manejaron las condiciones siguientes:

La condición futura de operación a corto plazo, en caso de que no se ejecutaran

los anteproyectos de adecuación planteados

La condición futura de operación a corto plazo, en caso de que se ejecuten los

anteproyectos de adecuación planteados.

La condición futura de operación a mediano plazo, en caso de que los

anteproyectos de corto plazo sean ejecutados.

La condición futura de operación a mediano plazo, en caso de que no sean

ejecutados los proyectos de corto y mediano plazo.

La condición futura de operaciones a mediano plazo, en caso de que ninguno

de los anteproyectos serán ejecutados.

62

Establecimiento de un Plan de Expansión

Al realizar un análisis de las soluciones técnicas para el mediano plazo, se

pueden plantean la expansión para crear planes alternativos, realizando así un análisis

técnico y económico de todas las soluciones. En esta Plan de Expansión puede primero

determinarse las soluciones para el mediano plazo ya que el corto plazo debido a su

breve periodo de tiempo ofrecería las bases para la realización de la soluciones a

mediano plazo. Independientemente de la solución que se tome, ya sea

ampliación de una subestación para aumentar su capacidad firme, la colocación de

nuevos equipos o el reemplazo de conductores, se debe elaborar los anteproyectos,

indicando el nuevo diseño que el sistema debe presentar. En estos anteproyectos se

deben plasmar la información necesaria para el reconocimiento de la red con el objetivo

de mejorar su operación.

Análisis de Contingencia

Consiste en la simulación de los circuitos en condiciones de emergencia.

Permite conocer la capacidad que tienen el circuito para respaldar o servir a oro circuito

en caso de alguna contingencia, La condición de emergencia ocurre cuando un circuito

no es capaz de suplir su carga normal a causa de una avería, falla o una interrupción

programada.

63

Análisis Económicos de los anteproyectos de Adecuaciones Planteados

En ocasiones se pueden encontrar varias soluciones para el mismo problema, la

que se debe implementar es aquella solución que tenga el mejor equilibrio costo-

beneficio, debido a esto se debe investigar sobra la inversión que represen cada una en

material y en mano de obra.

64

CAPITULO IV

ANALISIS E INTERPRETACION DE RESULTADOS

Estudio de los Circuitos de la Subestación Picure

Diagnóstico de la Situación actual de la Subestación Picure 12,47kV

La subestación Picure se encuentra ubicada en el sector Los Tanques de

Arrecifes, parroquia de Carayaca, municipio Vargas del estado Vargas. Las zonas que

alimenta la subestación Picure son: Picure, Tacoa, Taguao, Chihiriviche, La Salina,

Puerto Carayaca, Las Tunitas, Mamo y La Esperanza

Gráfica 5. Ubicación de la Subestación Picure *Fuente Google Earth consultado en 4 de Mayo del 2016

65

La subestación Picure posee dos (2) unidades de transformación y alimenta a

siete (7) circuitos. Las barras de alta tensión que alimentan a la subestación Picure,

provienen del anillo de 69 kV de la compañía CORPOELEC a través de la Subestación

Arrecifes (69 kV). Los circuitos de distribución primario de Picure operan a un nivel

de tensión de 12,47 kV, en una barra de seccionamiento que opera normalmente cerrada

para los circuitos de PCR_A01 a PCR_A04 y PCR_B01a PCR_B03. En la tabla 3 se

puede apreciar las características de las unidades de transformación de la subestación.

Unidad

Capacidad

Nominal

(MVA)

Capacidad

a Ventilación

Forzada (MVA)

Relación de

Transformación

(kVA)

Impedancia Conexión

I 7,5 10,5 67/12,47 7,46% ∆-Y

II 8,4 10,5 67/12,47 7,1% ∆-Y

Tabla 3 Características de las Unidades de Transformación de la S/E Picure

Las condiciones actuales de la subestación Picure son:

La subestación Picure 12,47 kV es alimentada por dos líneas directas de la

subestación de Arrecife 69 kV

Posee una capacidad Instalada de 21 MVA y una capacidad firme de 12,6

MVA.

La subestación cuenta con 93,119 km distribuida en siete (7) circuitos;

compuesto por 5,964 km en CD y 87,155 km en LD.

Factores que Característicos de los Circuitos.

Los siete circuitos que conforman la subestación poseen diversas

características, las cuales serán expuestas a continuación:

66

Principales Zonas que Alimenta

Picure es una subestación extensa que alimenta distintas zonas en el estado

Vargas, pero es necesario tener presente las zonas exactas que alimenta para entender

la naturaleza de la demanda creada por los usuarios de la red.

CIRCUITO PRINCIPALES ZONAS QUE ALIMENTA

PCR_A1

- En la Parroquia Catia La Mar se tiene el barrio Arrecifes,

barrio Las Tunitas, Barrio Mamo y Urbanización

Comunidad Picure.

- En la Parroquia Maiquetía solo se le distribuye al barrio

Carretera Vieja.

- En la Parroquia Carayaca solo se le distribuye al barrio

La Salina

PCR_A2

- En la Parroquia Catia la Mar se alimenta los barrios de

Arrecifes, Huerto Familiar, La Esperanza, La Esperanza

II, La Esperanza III, La Esperanza IV, Las Maravillas,

Las Tunitas, Lomas de San Francisco, Miguel Ángel

Figueredo, Valle Verde, Villa del Mar. También se le

distribuye al sector de Carayaca y a la urbanización de

Comunidad Picure.

- En la Parroquia Carayaca solo se le distribuye al sector

de Carayaca.

PCR_A3

- En la Parroquia Catia la Mar solo se alimenta al barrio

Barrios de Arrecifes, Barrio Las Tunitas y barrio de

Mamo

PCR_A4 - Parroquia Catia La Mar solo distribuye al barrio

Arrecifes

67

PCR_B1

- En la Parroquia Carayaca al barrio La Salina, Barrio

Puerto de Carayaca, Barrio Taguao, Barrio Tarma,

Sector Chichiriviche, Sector de Carayaca, Urbanización

Oricao, Urbanización Tarma Abajo, Urbanización Villa

Croacia.

- En la Parroquia Catia la Mar al barrio Arrecifes y la

Urbanización Comunidad Picure.

PCR_B2

- En la Parroquia Catia La Mar al Barrio Arrecifes y la

Urbanización Comunidad Picure.

- En la Parroquia Carayaca al Barrio Taguao

PCR_B3

- En la Parroquia Catia la Mar solo se alimenta al barrio

Barrios de Arrecifes, Barrio Las Tunitas y barrio de

Mamo

Tabla 4 Principales Zonas que alimentadas por los circuitos de la S/E Picure

Es importante conocer la distribución de cada uno de los tipos de cliente, ya

esta información ayuda a proporcional una visualización superficial y generalizada del

tipo carga y comportamiento de ella. En la S/P se puede aprecia que predomina los

clientes tipo Mixto (Residencial-Comercial).

CIRCUITO RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL MIXTA MARGINAL

PCR_A1 15,09% 1,88% 5,66% 77,35% 0%

PCR_A2 38,94% 1,05% 1,05% 52,92% 6,31%

PCR_A3 4,91% 3,27% 0% 91,80% 0%

PCR_A4 0% 0% 100% 0% 0%

PCR_B1 16,48% 8,79% 0% 74,72% 0%

PCR_B2 77,77% 0% 0% 22,22% 0%

PCR_B3 0% 0% 100% 0% 0%

Tabla 5 Porcentaje de tipo de carga por circuito de la S/E Picure.

68

Calibres y Capacidad de Diseño de los conductores a la salida de la S/E Picure.

Los circuitos están diseñados para estar a un 67,7% de su capacidad nominal

para dejar un 33,3% de reserva (stand-by). La elección de la capacidad del conductor

viene determinada por el tipo de conductor y la bancada. En Picure los circuitos fueron

diseñados para un conductor de salida 250PLTl5 y una bancada de 6 ductos, pero la

capacidad de diseño viene dada por la NORMA (I) Capacidad de Conductor, la cual se

puede ver reflejada en la tabla 5

CIRCUITO CALIBRE DEL TRONCAL A LA

SALIDA DE LA SUBESTACIÓN

CAPACIDAD DE

DISEÑO (kVA)

PCR_A1 250PLTl5 5033




PCR_B1 250PLTl5 5033



Tabla 6 Calibres y Capacidad de Diseño de los conductores de la salida de

la S/E Picure

Elementos que Conforman la Subestación

Los circuitos están compuesto por distintos equipos, entre éstos se encuentran

transformadores, IP, PD, IF, conductores, entre otros elementos. Es necesario tener un

claro panorama de elementos que conforman la subestación para tener un panorama

general de la subestación y su demanda. En las siguientes tablas 6 y tabla 7 se puede

observar la capacidad instalada de la demanda y equipos protección por circuito:

69

CIRCUITO

CAPACIDAD

INSTALADA

(KVA)

DEMANDA

MÁXIMA

(KVA)

FACTOR DE

UTILIZACIÓN

(%)

NUMERO

DE TRX

LONGITUD (KM)

CD LD

PCR_A1 6689,5 3710,57 55,46 112 0,473 7,620

PCR_A2 5162, 5 3818,43 73,96 152 0,299 24,211

PCR_A3 6299 6364,06 102,66 103 0,122 10,177

PCR_A4 3250 172,58 5,31 3 1,790 0

PCR_B1 7365 4249,90 58,45 150 0,643 40,642

PCR_B2 2730 927,64 33,97 48 0,997 4,505

PCR_B3 2000 302,02 15,1 1 1,640 0

Tabla 7 Elementos que conforman la S/E Picure

Los valores de la Demanda Máxima fueron obtenidos por medio del SCADA,

al recolectar los valores máximos de los últimos cinco años, obteniéndose así el

máximo valor.

CIRCUITO PLACA

CAPACIDAD

NOMINAL

TRXs

CORRIENTE

NOMINAL

TRXs

40% De

SOBRE

CARGA

USIBLE TRX

MAYOR

CAPACIDAD

CAPACIDAD

PROPUESTA

PCR A01 PD35315 25kVA 1,1A 1,6A 6T 10T

PD31342 300kVA 13,8A 19,4A 8T 15T

PCR A02 PD33987 750kVA 34,7A 48,6A 15T 40T

PCR A03 PD46375 530kVA 24,5A 34,3A 15T 25T

PCR B01

PD35636 25kVA 1,1A 1,6A 6T 10T

PD35637 85kVA 3,9A 5,5A 8T 15T

PD39781 125kVA 5,7A 8,1A 8T 15T

PD37142 45kVA 2A 2,9A 3H 10T

PD36991 75kVA 3.4A 4,8A 8T 15T

PD38999 75kVA 3.4A 4,8A 6T 10T

70

PD39172 1140kVA 52,7A 73,8A 15T 50T

PD42054 35kVA 1,6A 2,2A 3H 10T

PD34329 660kVA 31A 43,3A 25T 40T

PD50008 75kVA 3,4A 4,8A 6T 10T

PD34433 275kVA 12,7A 17,8A 15T 25T

PD31932 310kVA 14,3A 20A 8T 15T

PCR B2 PD33170 25kVA 1,1A 1,6A 6T 10T

Tabla 8 Elementos de Protección

Interconexiones

Cada circuito de la subestación posee interconexiones con otro circuito, como

se ilustra en la tabla 8, donde se indican los circuitos que conforman la subestación y

los códigos de los ID que deben cerrarse para realizar la interconexiones con otro

circuito.

CTO. CRY

B1

CRY

B2

PCR

A1

PCR

A2

PCR

A3

PCR

A4

PCR

B1

PCR

B2

PCR

B3

TAG

B2

PCR A1

ID14207

ID18932

ID33896

ID21955

PCR A2 ID6067 ID14206 ID22090

PCR A3

ID14207

ID18932

ID33896

ID14206

ID2247

PCR A4 ID23878

PCR B1

ID23587

ID27905

ID28969

ID21955

ID16628

ID27737

ID27738

PCR B2 ID22090

ID16628

ID27737

ID27738

PCR B3 ID23878

Tabla 9 de Interconexiones de la S/E Picure

71

PCR = Picure

CRY= Carayaca

TAG= Tacagua

Demanda Máxima

La Demanda Máxima es el valor máximo obtenido en los últimos cinco (5) años

en la recolección de la data histórica, por medio la herramienta ProMovil, basado en

un complicado algoritmos probabilísticos ayudó a determinar la Demanda Máxima. En

las gráficas 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13 se puede observar el comportamiento de la

Demanda Real y la Demanda Suavizada, su Capacidad Instalad y Capacidad a

Ventilación Forzada (ésta solo para la S/E)

Gráfica 6 Demanda Máxima de la Subestación Picure

Mediante la gráfica 6 se puede determinar los siguientes valores:

Capacidad Instalada: 21 MVA

Capacidad Firme Vent. Forzada: 12,6 MVA

10000

12000

14000

16000

18000

20000

22000

1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11

2011 2012 2013 2014 2015

MV

A

Demanda Maxima

Demanda Real Demanda Suavizada Cap. Vent. Forz. Cap. Instalada

72

Demanda Real: 14,863 MVA

Demanda Suavizada: 14,453 MVA

Picure A01

Gráfica 7 Demanda Máxima del Circuito A01 de la Subestación Picure


Capacidad Instalada: 6689 kVA

Demanda Real: 5220 kVA

Demanda Suavizada: 3710 kVA

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11

2011 2012 2013 2014 2015

kVA

Demanda Maxima

Demanda Real Demanda Suavizada Capacidad Instalada

73

Picure A02




Demanda: 5760 kVA

Demanda Corregida: 3818 kVA

Picure A03


1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11

2011 2012 2013 2014 2015

kVA

Demanda Maxima


4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11

2011 2012 2013 2014 2015

kVA

Demanda Maxima


74





Picure A04






0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11

2011 2012 2013 2014 2015

kVA

Demanda Maxima

Demanda Real Demanda Suavizada

75

Picure B01

Gráfica 11 Demanda Máxima del Circuito B01 de la Subestación Picure





Picure B02


0

2000

4000

6000

8000

1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11

2011 2012 2013 2014 2015

kVA

Demanda Maxima


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11

2011 2012 2013 2014 2015

kVA

Demanda Maxima

Demanda Real Demanda Suavizada

76





Picure B03






0

500

1000

1500

2000

2500

1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11

2011 2012 2013 2014 2015

kVA

Demanda Maxima


77

Estudio del Corto Plazo

En la realización del estudio para el corto plazo de la demanda se realizaron una

serie de simulaciones utilizando la peor condición de la demanda obtenida en la

recolección de datos de los últimos 5 años. La simulación se realizó mediante ASP, una

herramienta computarizada. Se debe aclara que los circuitos PCR_A04 y PCR_B03

son circuitos exclusivos de PDVSA cuya demanda está por debajo del 20%; por lo que

su simulación en ASP, no se detectaron anormalidades y al ser una demanda muy

mínima no se requirió efectuar ajuste alguno.

Picure A01

Como se pudo observar con anterioridad el circuito de Picure A01 posee una

demanda de naturaleza mixta, de 77% y una Demanda Máxima de 3710,57 kV. Al

estudiar el circuito por medio del ASP se observó que el circuito no solo es capaz de

tolerar la demanda, al simular el crecimiento se determinó que estaba en la tolerancia

para soportar el crecimiento de la demanda.


78

Si bien el ASP no detectó condiciones fuera de lo normal. Se observó en los

planos operativos un embudo de cuello de botella en la salida del circuito. Por ello, se

sugieren cambios que pueden ser apreciados en la tabla 9:

Tramo Estrategia Instalado Sugerido Longitud

CD17099_1 Cambio de Calibre 250PLTl5 500PLTl5 35 m

LD10524_1 Cambio de Calibre CU2/0T AL4/0T 290 m

Tabla 9. Cambio de Calibres en PCR_A01

En la gráfica RR se podrá apreciar desde la perspectiva de los Planos Operativo

Extraídos del SIMIP los cambios de calibres, donde la línea azul es el cambio de

conductor CD y la línea Roja los cambios de conductor LD.

Gráfica 15 Vista de los Planos Operativos con el Cambio Sugerido para la

Adecuación del Circuito A01

79

Picure A02

El circuito de Picure A02, mostrado en la gráfica PP, posee una demanda de

naturaleza mixta, de 52% comercial y residencial en un 38%; lo implica una Demanda

Máxima de 3818,43 kV. Al estudiar el circuito en el ASP se observó que el circuito

estaba en una condición superior a los 2/3 de la capacidad de diseño de la norma en su

Condición Nominal y de Emergencia, estando ambas en 83% de su capacidad; en los

puntos rojos se puede detectar una baja de Vmin de 0,94 p.u la cual está por debajo de

la condición de diseño establecida por la empresa.


Esta condición se pudo corregir al implementar la estrategia de cambio de

calibre, no solo en los tramos fuera de los 2/3 de la capacidad de diseño, también se

realizaron algunos cambios de tramos para evitar futuros embotellamientos. También

80

se instaló un banco de 300 kVAR para corregir la baja de voltaje por debajo de la

capacidad de diseño establecido por CORPOELEC

Gráfica 17 Captura de la vista del circuito PCR_A02 en el ASP resaltando las

adecuaciones

Los cambios sugeridos podrán ser apreciados en la tabla 10:


CD8032_1 Cambio de Calibre 250T1502C 500T15052C 123

LD10537_1 Cambio de Calibre CU2/0T AL4/0T 54





LD11493_1 Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 260




81






Tabla 10 Cambio de Calibres en PCR_A02

En las gráficas 18 y 19 se pueden apreciar los cambios calibres desde la

perspectiva del punto de vista de los Planos Operativo Extraídos del SIMIP, donde la

línea azul es el cambio de conductor CD y la línea Roja los cambios de conductor LD.

Gráfica 18 Vista de los Planos Operativos con el Cambio Sugerido para la


82

Gráfica 19. Vista de los Planos Operativos con zoom en la salida del Circuito A02

Al realizar la estrategia de cambio de calibre la condición normal y de

emergencia bajaron en un 48% cada una.

Picure A03

El circuito de Picure A03 posee una demanda mixta del 91,80%. La Demanda

Máxima fue de 6399 kV. Al estudiar el circuito en el ASP se observó que el circuito

estaba en una condición superior a la capacidad de diseño de la norma, donde la

Condición Nominal y de Emergencia, está en una 147% de su capacidad.

83


Esta condición se pudo corregir al implementar la estrategia de cambio de

calibre, no solo en los tramos fuera de los tramos en estado de emergencia y en los

tramos superiores a los 2/3 de la capacidad de diseño, algunos tramos fueron cambiados

para evitar futuros embotellamientos, sobre todo en tramos que son interconexiones.

Gráfica 21 Captura de la vista del circuito PCR_A03 en el ASP resaltado las

adecuaciones.

84

Los cambios sugeridos podrán ser apreciados en la tabla 11


(m)




LD10406_1 Cambio de Calibre CU2T AL400T 473










LD10565_2 Cambio de Calibre AL4/0T AL400T 86








Tabla 11 Cambio de Calibres en PCR_A03

85

En las gráficas 22, 23 y 24 se pueden apreciar los cambios calibres desde la



Gráfica 22. Vista de los Planos Operativos con el Cambio Sugerido para la


Gráfica 23 Vista de los Planos Operativos con zoom en la salida del Circuito A03

86

Gráfica 24 Vista de los Planos Operativos con zoom en la interconexión de PCR_A03

con PCR_A01

Al realizar la estrategia de cambio de calibre la condición normal bajó a 46 % y la

condición de emergencia bajó a 59 %.

Picure B01

El circuito de Picure B01, mostrado en la gráfica DD, posee una demanda de

naturaleza mixta de un 74%. Al estudiar el circuito en el ASP se observó que el circuito

estaba en una condición superior a los 2/3 de la capacidad de diseño de la norma en su

Condición Nominal y de Emergencia, estando ambas en 115% de su capacidad, y un

valor de Vmin de 0,90 p.u

87

Gráfica 25 Captura de la vista del circuito PCR_B01 en el ASP

Está condición se pudo corregir al implementar la estrategia de cambio

de calibre, no solo en los tramos fuera de los tramos en estado de emergencia y en los

tramos superiores a los 2/3 de la capacidad de diseño.

Gráfica 26 Captura de la vista del circuito PCR_B01 en el ASP resaltado las

adecuaciones

88

Los cambios sugeridos podrán ser apreciar en la siguiente tabla 12


(m)



LD13947_1 Cambio de Calibre AL4/0T AL394,T 14



LD10554_1 Cambio de Calibre CU2T AL394,T 70

LD10554_2* Cambio de Calibre CU2T AL394,T 293









LD10557_6 Cambio de Calibre CU2/0T AL394,T 602

LD10557_7 Cambio de Calibre CU2/0T AL394,T 232


















89

LD10139_4* Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 386









LD10842_1 Cambio de Calibre AL1/0T AL4/0T 431

LD10842_3 Cambio de Calibre AL1/0T AL4/0T 686


Tabla 12. Cambio de Calibres en PCR_B01

Los tramos con asterisco (*) son tramos cuyos calibres no concuerdan con los

del ASP y el SIMIP, ya que los datos del ASP no están actualizados. Los datos

observados en los planos operativos extraídos en del SIMIP concuerdan con la

estrategias propuestas.

En las gráficas EE y FF se podrán apreciar los cambios calibres desde la



90

Gráfica 27. Vista de los Planos Operativos con el Cambio Sugerido para la

Adecuación del Circuito B01

Gráfica 28 Vista de los Planos Operativos con zoom en la salida del Circuito B01

91

Picure B02

El circuito de Picure B02 posee una demanda de naturaleza mixta, de un 22%

y residencial del 77% comercial. Al estudiar el circuito en el ASP se observó que el

circuito para una demanda de 1047 kV no presentó ninguna condición fuera de norma.

Pero al visualizar los Planos Operativos se recomienda el cambio de calibre en los

siguientes tramos para evitar futuros embotellamientos.

Tramo Instalado Estrategias Sugerido

CD14739_1 250T1506C Cambio de Calibre 500T15052C




LD11385_2 2/0CU Cambio de Calibre 4/0AL



LD11385_5 2CU Cambio de Calibre 4/0AL



Tabla 13 Cambio de Calibres en PCR_B02

En las gráficas VV, BB y UU se podrá apreciar los cambios calibres desde la



92

Gráfica 29: Vista de los Planos Operativos con el Cambio Sugerido para la

Adecuación del Circuito B02

Gráfica 30. Vista de los Planos Operativos con zoom en la salida del Circuito B02

93

Gráfica 31. Vista de los Planos Operativos con zoom en interconexión entre

PCR_B01 y PCR_B02

Estadio de la Demanda en el Mediado Plazo

El estudio de la Demanda a Mediano Plazo consiste en el análisis e

interpretación de escenarios propuesto para un periodo futuro de cinco (5) años. Estas

estimaciones se realizaron por medio de algoritmos probabilístico del método Hotl-

Winter. En la gráfica II se podrá observar los escenarios proyectados para desde el año

2016 hasta el 2020, tomando como referencia los datos obtenidos en los últimos cinco

(5) años.

94

Gráfica 32 Proyección de la S/E Picure para los Próximos 5 años

La línea roja es registro histórico de los últimos cinco (5) años y cada punto

rojo representa la demanda máxima de cada años, siendo para el 2011 una demanda de

13,31 MVA, para el 2012 una demanda de 14,45 MVA, para el 2013 una demanda de

14,24 MVA, para el 2014 una demanda de 14,11 MVA y para el 2015 una demanda de

13,18 MVA respectivamente.

La línea azul representa la estimación futura de la demanda máxima para los

siguientes 5 años. Para el 2016 se proyecta una demanda de 13,97 MVA, para el 2017

de 14,14 MVA, para el 2018, de 14,30 MVA, para el 2019 de 14,47 MVA y para el

2020 se proyecta una demanda de 14,63 MVA. El Holt-Winter ofrece estimación una

futura para los últimos cinco años, incluyendo en esa proyección el año en el cual se

realizó el estudio (2016), pero en la Corporación Eléctrica el año transitado no se

considera como parte de los cinco años, es por eso que el estudio debe llegar hasta el

año 2021.

95

La herramienta del EstiDem V4 solo proyecta una estimación hasta el año

2020, es por ello que para poder determinar la estimación futura del 2021 se debió

realizar una aproximación promedio de los valores obtenidos por medio de una

observación cualitativa y cuantitativa que permitió determinar un valor aproximado de

0,16 y 0,17 MVA como el crecimiento natural de la demanda, es decir que para el año

2021 se proyecta una estimación futura de 14,86 MVA aproximadamente.

Estudios anteriores proyectaron un crecimiento vegetativo con mayor magnitud

en las demandas máxima por año, determinado así para el año 2019 superaba los 21

MVA instalado en la subestación. Pero los resultados obtenidos en el estudio

demuestran que el crecimiento de los próximos años no será mayor de un 0,16 ó 0,17

MVA.

Este tipo resultado se comparó con los estudios anteriores que ayudaron a

determinar que el crecimiento de la subestación Picure. Ésta ha presentado altas y bajas

en los pasados últimos 5 años; pero la demanda futura ha determinado que la

proyección es de un crecimiento suave. Este crecimiento puede ser considerado por la

fuerte variante de la crisis socio-económica del país, la cual ha afectado directamente

a la zona comercial e industrial de la subestación al reducir el tiempo de trabajo o

causando el cierre total o parcial de las empresas que alimenta Picure; este tipo de

variable tiene como resultado adverso un crecimiento vegetativo suave.

Para entender mejor ese tipo de escenario es necesario examinar las demandas

futuras de los siguientes circuitos y determinar cuáles de ellos tendrán un crecimiento

considerable o un decrecimiento en la demanda.

96

Picure A01

Grafica 33. Proyección del circuito A01 para los próximos 5 años

La línea roja representa el registro histórico, los puntos rojos representa

la demanda máxima de cada años, siendo para el 2011 una demanda de 2,80 MVA,

para el 2012 una demanda de 3,71 MVA, para el 2013 una demanda de 3,58 MVA,

para el 2014 una demanda de 3,52 MVA y para el 2015 una demanda de 3,21 MVA.

La línea azul representa la estimación futura de la demanda máxima. Para el

2016 se proyecta una demanda de 3,04 MVA, para el 2017 de 3,02 MVA, para el 2018

de 3 MVA, para el 2019 2,98 MVA, para el 2020 de 97 MVA y para el 2021 se estima

una demanda 2,95 MVA respectivamente.

97

La estimación futura proyectada da como resultado un escenario de naturaleza

decreciente para el circuito de PCR A01. Este tipo de escenario son estimaciones poco

frecuentes ya que el comportamiento natural de la demanda es crecer y no decrecer.

Para comprender y entender el ¿Por qué? de este escenario fue necesario

analizar el comportamiento de los últimos años, donde se pudo apreciar una

disminución en los últimos dos años. Esta disminución de la demanda por parte de los

usuarios coincide con la implementación del programa de la banda verde y de la

creciente crisis socio-económica que presenta el país que ha llevado a la diminución de

la jornada de trabajo en industrias y comercio, como tan bien del cierre de negocios.

Se debe aclarar que este tipo de análisis de resultados son de naturaleza cualitativa y se

necesita un estudio de mayor profundidad para comprender a profundidad los

resultados proyectados.

Picure A02


98

La línea roja representa el registro histórico, mientras que los puntos

rojos representa la demanda máxima de cada años, teniéndose para el 2011 una

demanda de 2,52 MVA, para el 2012 de 3,67 MVA, para el 2013 de 3,80 MVA, para

el 2014 de 3,78 MVA y para el 2015 de 3,08 MVA respectivamente.

La línea azul representa la estimación futura de la demanda máxima para el

2016 se proyecta una demanda de 3,12 MVA, para el 2017 de 3,05 MVA, para el 2018

de 2,99 MVA, para el 2019 de 2,92 MVA, para el 2020 de 2,86 MVA y para el 2021

se estima una demanda 2,80 MVA respectivamente.


decreciente para el circuito de PCR A02, como en el circuito A01 este escenario es

poco frecuente ya que el comportamiento natural de la demanda es crecer y no decrecer.

Se estipula que al igual que PCR A01, PCR A02 presente este escenario por los factores

explicados en PCR A01.

99

Picure A03


En la gráfica 35, la línea roja es registro histórico, los puntos rojos representa

la demanda máxima de cada años, siendo para el 2011 una demanda de 6,13 MVA,

para el 2012 una demanda de 6,36 MVA, para el 2013 una demanda de 5,91 MVA,

para el 2014 una demanda de 5,65 MVA y para el 2015 una demanda de 5,80 MVA.

La línea azul representa la estimación futura de la demanda máxima para el

2016 se proyecta una demanda de 6,01 MVA, para el 2017 se proyecta una demanda

de 6,06 MVA, para el 2018 se proyecta una demanda de 6,11 MVA, para el 2019 se

proyecta una demanda de 6,15 MVA, para el 2020 se proyecta una demanda de 6,18

MVA y para el 2021 se estima una demanda 6,23 MVA.

100

En consecuencia, para el circuito PCR A03 se proyecta un escenario de

naturaleza creciente a diferencia de PCR A01 y PCR A02, para analizar este escenario

es necesario comprender que este uno de los circuitos con la mayor subscripción de

usuarios del servicio eléctrico de los sectores que abarcar el circuito. Este circuito tiene

predominancia de ser una demanda del tipo mixto, lo implicaría que para el futuro de

este circuito se presentará un incremento en el consumo de los usuarios, así como

también el anexo de nuevos usuarios.

Al simular la demanda en la herramienta del ASP se muestra que el circuito

PCR A03 es capaz de soportar el crecimiento natural de la demanda.

Picure B01

Gráfica 36. Proyección del circuito B01para los próximos 5 años

101

La línea roja, de la gráfica SS, es el registro histórico, los puntos rojos

representa la demanda máxima de cada años, siendo para el 2011 una demanda de 3,32

MVA, para el 2012 de 3,67 MVA, para el 2013 de 3,97 MVA, para el 2014 de 4,25

MVA y para el 2015 de 3,45 MVA respectivamente.

Mientras que la línea azul representa la estimación futura de la demanda

máxima, para el 2016 se proyecta una demanda de 3,13 MVA, para el 2017 de 3,36

MVA, para el 2018 de 3,59 MVA, para el 2019 de 3,83 MVA, para el 2020 de 4,05

MVA y para el 2021 de 4,28 MVA respectivamente. Se puede observar que hay un

crecimiento natural en la demanda. Al simular la demanda en la herramienta del ASP

se muestra que el circuito es capaz de soportar el crecimiento natural de la demanda.

Picure B02

Gráfica 37. Proyección del circuito B02 para los próximos 5 años

102

En la gráfica KK, la línea roja es el registro histórico, los puntos rojos representa

la demanda máxima de cada años, siendo para el 2011 una demanda de 1,06 MVA, de

0,75 MVA, para el 2013 de 0,73 MVA, para el 2014 de 0,93 MVA y para el 2015 de

0,80 MVA respectivamente.

Mientras que la línea azul representa la estimación futura de la demanda

máxima para el 2016 con demanda proyectada de 0,71 MVA, para el 2017 una de 0,65

MVA, para el 2018 de 0,60 MVA, para el 2019 de 0,55 MVA, para el 2020 una de 0,49

MVA y para el 2021 de 0,44 MVA.


decreciente para el circuito de PCR B02; este circuito posee una demanda de naturaleza

mixta y residencial. En consecuencia, se asume que este escenario proyectado tendrá

una disminución en el futuro en el área comercial en la demanda mixta. Sin embargo,

para tener una mejor apreciación de este escenario es necesario realizar una

investigación más a profunda de las condiciones actuales de los usuarios del área.

Análisis de los Resultados Obtenidos a Mediano Plazo

Los resultados obtenidos en los estudios de los escenarios de la subestación y

por circuito dan como resultado un crecimiento suave de la demanda. Al realizar un

análisis cualitativo da como resultado que la estimación de la demanda futura está

sujeta a los variables de: crisis socio-económica del país, implementación de la banda

verde para el ahorro energético y el cambio de bombillos; esto se considera al observar

que en los circuitos PCR A01, PCR A02 y PCR B02 proyecta escenarios decrecientes.

Por su parte los escenarios PCR A03 y PCR B01 proyectan escenarios favorables al

crecimiento natural de la demanda.

103

Lo que implica que la subestación Picure tendrá una demanda suave y se debe

considerar y tener presente los escenarios proyectados en los circuitos PCR A01, PCR

A02 y PCR B02 ya que sus escenarios no son de carácter frecuente en el

comportamiento natural de la demanda. Se debe destacar que estos son escenarios

probabilísticos y como tal están sujetos a cambios. El futuro es una variable cambiante

e impredecible donde se busca obtener una apreciación lo más exactamente posible o

aceptable que ayude a la toma de decisiones y estrategias. Es por ello, que en este caso

al tener un crecimiento suave en la subestación y una predominancia de decrecimiento

en la mayoría de los circuitos de estudio se puede considerar extender al mediano plazo

las estrategias sugeridas para el corto plazo.

104

CAPITULO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Durante el desarrollo del estudio de planificación se observaron diversos

aspectos resaltantes que permitieron conocer la demanda real de la subestación Picure:

Conclusiones

Al desarrollarse un estudio en el área de planificación de distribución es

necesario tener un panorama completo de la subestación y de los circuitos que

la conforman. Las condiciones operativas presentan distintas variables que

juegan un papel muy importante a la hora de determinar las condiciones

actuales y futuras del área de estudio.

El calibre de los conductores, los equipos de protecciones, las características

que presentan los diferentes tipos de cargas, estos y otros aspectos están

normalizados por según el diseño de CORPOELEC. Al momento considerar

estrategia de operación mantenimiento y diseño, es de suma importancia tomar

continuas referencias en las normas para no salir de la capacidad de diseño

En la realización del estudio surgieron problemáticas en la capacidad de diseño

de CORPOELEC, una de las estrategias sugeridas es la adecuación del sistema;

105

está estrategia propone la instalación de conductores Aéreos (LD) o

Subterráneos (CD) de mayor capacidad instalada, realizar la coordinación de

los equipos de protección y corregir los problemas con el factor de Voltaje al

instalas banco de capacitores.

Para un mejor y más agilizado proceso de análisis de estrategias de adecuación,

mantenimiento, integración de nuevos clientes a las redes de distribución y

fallas, es recomendable un amplio espacio de comunicación entre los

departamentos pertinentes para cada estrategia propuesta, en donde se podrá

expresar cada punto de vista y tomar en cuenta cada detalle que puedan aportar

los equipos de dichos departamentos.

Finalizado el estudio a corto y mediano plazo de la subestación Picure, los

resultados obtenidos dieron como resultado una demanda superior a la

capacidad firme a ventilación forzada. Éste tipo de situaciones trae serias

deficiencias en el servicio que pueden producir deterioro en los equipos,

transformadores, conductores, seccionadores, entre otros elementos que la

conforman.

En el desarrollo del estudio del corto plazo se pudo apreciar una nueva variable

en las estimación de la demanda, como lo es el efecto climático, donde el

aumento de las temperaturas es directamente proporcional al trabajo de

enfriamiento de los equipos de refrigeración, entre más corto sea su periodo de

descanso y mayor sea el tiempo de trabajo en el enfriamiento mayor será su

demanda eléctrica, lo que trae consigo un aumento en la demanda de los

usuarios, por eso se recomienda el uso racional y eficientes de la energía.

106

Al culminar el estudio del crecimiento vegetativo en el mediano plazo dio como

resultado un escenario poco común, los estudios por subestación y circuitos

coincidieron en un decrecimiento de la demanda para la estimación futura de

los últimos cinco años. Este tipo de escenario son poco frecuentes al hablar del

crecimiento natural de la demanda, pero son escenarios que pueden presentarse,

todo depende de las variables que influyeron en el estudio. Por medio de una

observación y análisis de la situación se estipula que este tipo de resultados

pueden presentarse por la implementación del programa de la banda verde, el

cambio de bombillos ahorradores y por la fuerte crisis socio-económica del

país.

Recomendaciones

Se recomienda mantener una actualización de los estudios de

planificación tanto a corto como a mediano plazo, de manera de poder

mejorar continuamente las condiciones de la red y así garantizar un

servicio eléctrico confiable y estable para los usuarios.

La metodología de CORPOELEC empleada en este estudio, permite

conseguir los resultados deseados de una manera efectiva y así plantear

estrategias de soluciones a las problemáticas presentes en los estudios

de corto y mediano plazo. Por lo cual se recomienda mantener la

metodología aplicada para futuros estudios de planificación.

Se recomienda verificar el correcto funcionamiento del sistema de

adquisición de datos SCADA, ya que presenta una cantidad de ciertos

datos no representativos o sin lectura de demanda. Esta recomendación

107

es con la finalidad de tener una data histórica más precisa que permita

mejorar las estimaciones de la demanda.

Evaluar el funcionamiento y la actualización de los archivos .dat del

programa ASP ya que presenta cierta incongruencias con los planos

operativos, este tipo de problemática puede traer consigo un margen de

error en la simulaciones y estimaciones de la condiciones de las

subestaciones y circuitos de estudio

En la realización del estudio para la demanda en corto plazo se pudo

observa que se a superado la capacidad firme a ventilación forzada y si

bien en el estudio de mediano plazo se observó un crecimiento suave

de la demanda se recomienda la ampliación de la capacidad firme al

realizar un cambio de las unidades de transformación, tal como se puede

observar en el “Portafolio de obras planificadas para la región capital

del 2013”. En la página 7 del documento se puede leer la propuesta de

aumentar la capacidad de las dos (2) unidades de transformación de

69,7/12,47kV de 10 MVA instaladas en Picure a (2) unidades de

transformación de 69,7/12,47kV de 28 MVA capacidad c/u.

108

REFERENCIAS

- Estrada J. 2015. Diagnóstico, Análisis y mejoras para el sistema de

Protecciones S/e Edo. Vargas (Documento Digital).

-

- López L. 2013, Estudio de Planificación a Corto y Mediano Plazo de las S/E

Guiaira 5kV y Puerto 12,47kV( Documento Digital)

- Pérez L. 2015. Estudio de Planificación a Corto y Mediano Plazo de las S/E

Caraballeda y Longa España( Documento Digital)

- Rodrígues C. 2008. Manual de Procedimientos: Estudios de Planificación a

Corto Plazo (Documento Digital).

- Ruscio A. 2006, Estudio de Planificación a Corto y Mediano Plazo de las S/E

Longa España, Todasana, Chuspa y La Sabana.( Documento Digital)

- Silombria A. 2008. Manual de Procedimientos: Estudios de Demanda.

(Documento Digital).

- Silva A. 2008. Manual de Procedimientos: Estudios de Planificación a Corto

Plazo (Documento Digital).

109

ANEXOS

110

Anexo 01. Diagrama Unifilar de Picure

Anexo 2. Registro de la Data Extraída en SCADA

111

Anexo 4. Herramienta ProMovil

Anexo 4. Herramienta EstiDem V8

112

Anexo5. Herramienta para la coordinación de Fusibles de Línea.

Captura de la vista del circuito PCR_A02 en el ASP

Estudio de Las Condicones Operativas de La Subestacion Picure 12,47 Kv

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