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
ii
iii
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 12 Demanda Máxima del Circuito B02 de la Subestación Picure…..75
Gráfica 13 Demanda Máxima del Circuito B03 de la Subestación Picure…..76
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
Gráfica 21 Captura de la vista del circuito PCR_A03 en el ASP
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 11 Cambio de Calibres en PCR_A02………………………………………….81
Tabla 12 Cambio de Calibres en PCR_A03………………………………………….84
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.
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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.
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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:
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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
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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.
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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.
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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:
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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.
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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
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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.
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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.
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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
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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
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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
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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:
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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:
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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.
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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.
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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:
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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.
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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
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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
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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_A2 250PLTl5 5033
PCR_A3 250PLTl5 5033
PCR_A4 250PLTl5 5033
PCR_B1 250PLTl5 5033
PCR_B2 250PLTl5 5033
PCR_B3 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
Mediante la gráfica 7 se puede determinar los siguientes valores:
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
Gráfica 8 Demanda Máxima del Circuito A02 de la Subestación Picure
Mediante la gráfica 8 se puede determinar los siguientes valores:
Capacidad Instalada: 5233 kVA
Demanda: 5760 kVA
Demanda Corregida: 3818 kVA
Picure A03
Gráfica 9 Demanda Máxima del Circuito A03 de la Subestación Picure
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
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
Demanda Real Demanda Suavizada Capacidad Instalada
74
Mediante la gráfica 9 se puede determinar los siguientes valores:
Capacidad Instalada: 6299 kVA
Demanda Real: 6428 kVA
Demanda Suavizada: 6364 kVA
Picure A04
Gráfica 10 Demanda Máxima del Circuito A04 de la Subestación Picure
Mediante la gráfica 10 se puede determinar los siguientes valores:
Capacidad Instalada: 3250 kVA
Demanda Real: 668 kVA
Demanda Suavizada: 172 kVA
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
Mediante la gráfica 11 se puede determinar los siguientes valores:
Capacidad Instalada: 7365 kVA
Demanda Real: 6234 kVA
Demanda Suavizada: 4249 kVA
Picure B02
Gráfica 12 Demanda Máxima del Circuito B02 de la Subestación Picure
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
Demanda Real Demanda Suavizada Capacidad Instalada
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
Mediante la gráfica 12 se puede determinar los siguientes valores:
Capacidad Instalada: 2730 kVA
Demanda Real: 2610 kVA
Demanda Suavizada: 1078 kVA
Picure B03
Gráfica 13 Demanda Máxima del Circuito B03 de la Subestación Picure
Mediante la gráfica 13 se puede determinar los siguientes valores:
Capacidad Instalada: 2000 kVA
Demanda Real: 539 kVA
Demanda Suavizada: 302 kVA
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
Demanda Real Demanda Suavizada Capacidad Instalada
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.
Gráfica 14 Captura de la vista del circuito PCR_A01 en el ASP
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.
Gráfica 16 Captura de la vista del circuito PCR_A02 en el ASP
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:
Tramo Estrategia Instalado Sugerido Longitud
CD8032_1 Cambio de Calibre 250T1502C 500T15052C 123
LD10537_1 Cambio de Calibre CU2/0T AL4/0T 54
LD10537_2 Cambio de Calibre CU2/0T AL4/0T 207
LD10537_4 Cambio de Calibre CU2/0T AL4/0T 131
LD10537_5 Cambio de Calibre CU2/0T AL4/0T 192
LD10538_1 Cambio de Calibre CU2/0T AL4/0T 905
LD11493_1 Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 260
LD10540_1 Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 101
LD10540_3 Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 334
LD10540_4 Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 107
81
LD10540_6 Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 121
LD10553_1 Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 279
LD10553_2 Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 40
LD10550_1 Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 90
LD10550_2 Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 348
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
Adecuación del Circuito A02
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
Gráfica 20 Captura de la vista del circuito PCR_A03 en el ASP
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
Tramo Estrategia Instalado Sugerido Longitud
(m)
CD8305_1 Cambio de Calibre 250T1502C 500T15052C 89
CD15019_1 Cambio de Calibre 250T1502C 500T15052C 10
CD15019_2 Cambio de Calibre 250T1502C 500T15052C 10
LD10406_1 Cambio de Calibre CU2T AL400T 473
LD10406_2 Cambio de Calibre CU2T AL400T 71
LD15019_1 Cambio de Calibre CU2T AL400T 117
LD10406_3 Cambio de Calibre CU2T AL400T 291
LD10406_5 Cambio de Calibre CU2T AL400T 5
LD10406_7 Cambio de Calibre CU2T AL400T 187
LD10406_9 Cambio de Calibre CU2T AL400T 273
LD10406_13 Cambio de Calibre CU2T AL400T 256
LD10406_15 Cambio de Calibre CU2T AL400T 13
LD10565_1 Cambio de Calibre CU2T AL400T 51
LD10565_2 Cambio de Calibre AL4/0T AL400T 86
LD17689_3 Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 68
LD10569_3 Cambio de Calibre CU2T AL400T 45
LD10569_4 Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 43
LD10569_5 Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 88
LD11687_1 Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 64
LD11687_2 Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 228
LD10566_1 Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 67
Tabla 11 Cambio de Calibres en PCR_A03
85
En las gráficas 22, 23 y 24 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 22. Vista de los Planos Operativos con el Cambio Sugerido para la
Adecuación del Circuito A03
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
Tramo Estrategia Instalado Sugerido Longitud
(m)
CD8304_1 Cambio de Calibre 250T1506C 500T15052C 320
CD8304_3 Cambio de Calibre 250T1506C 500T15052C 125
LD13947_1 Cambio de Calibre AL4/0T AL394,T 14
LD13947_3 Cambio de Calibre AL4/0T AL394,T 80
LD13947_5 Cambio de Calibre AL4/0T AL394,T 84
LD10554_1 Cambio de Calibre CU2T AL394,T 70
LD10554_2* Cambio de Calibre CU2T AL394,T 293
LD10554_3* Cambio de Calibre CU2T AL394,T 135
LD10555_1* Cambio de Calibre CU2T AL394,T 873
LD10556_1* Cambio de Calibre CU2T AL394,T 138
LD10556_3* Cambio de Calibre CU2T AL394,T 575
LD10556_5* Cambio de Calibre CU2T AL394,T 56
LD10556_6* Cambio de Calibre CU2T AL394,T 114
LD10557_1* Cambio de Calibre CU2T AL394,T 25
LD10557_3* Cambio de Calibre CU2T AL394,T 73
LD10557_6 Cambio de Calibre CU2/0T AL394,T 602
LD10557_7 Cambio de Calibre CU2/0T AL394,T 232
LD10560_1 Cambio de Calibre CU2T AL394,T 39
LD10560_2* Cambio de Calibre CU2T AL394,T 86
LD10560_3* Cambio de Calibre CU2T AL394,T 108
LD10560_4* Cambio de Calibre CU2T AL394,T 460
LD10562_1 Cambio de Calibre CU2T AL394,T 576
LD10562_4 Cambio de Calibre AL4/0T AL394,T 162
LD10562_5 Cambio de Calibre CU2/0T AL4/0T 251
LD10562_6 Cambio de Calibre CU2/0T AL4/0T 48
LD15131_1 Cambio de Calibre CU2/0T AL4/0T 66
LD15131_2 Cambio de Calibre CU2/0T AL4/0T 106
LD15131_4 Cambio de Calibre CU2/0T AL4/0T 211
LD13948_1 Cambio de Calibre CU2/0T AL4/0T 91
LD13948_2 Cambio de Calibre CU2/0T AL4/0T 58
LD13948_3 Cambio de Calibre CU2/0T AL4/0T 240
LD13948_4 Cambio de Calibre CU2/0T AL4/0T 166
LD13948_5 Cambio de Calibre CU2/0T AL4/0T 146
LD13948_6 Cambio de Calibre CU2/0T AL4/0T 77
89
LD10139_4* Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 386
LD10139_6* Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 56
LD10139_7* Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 69
LD10564_1 Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 385
LD10564_2 Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 104
LD10564_3 Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 33
LD10564_5 Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 231
LD10564_6 Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 173
LD10564_7 Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 65
LD10842_1 Cambio de Calibre AL1/0T AL4/0T 431
LD10842_3 Cambio de Calibre AL1/0T AL4/0T 686
LD10842_5 Cambio de Calibre CU2T AL4/0T 433
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
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.
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
CD14739_2 250T1506C Cambio de Calibre 500T15052C
CD14739_3 250T1506C Cambio de Calibre 500T15052C
CD14739_4 250T1506C Cambio de Calibre 500T15052C
LD11385_2 2/0CU Cambio de Calibre 4/0AL
LD11385_3 2/0CU Cambio de Calibre 4/0AL
LD11385_4 2/0CU Cambio de Calibre 4/0AL
LD11385_5 2CU Cambio de Calibre 4/0AL
LD10545_1 2CU Cambio de Calibre 4/0AL
LD10545_2 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
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.
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
Grafica 34. Proyección del circuito A02 para los próximos 5 años
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.
La estimación futura proyectada da como resultado un escenario de naturaleza
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
Grafica 35. Proyección del circuito A03 para los próximos 5 años
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.
La estimación futura proyectada da como resultado un escenario de naturaleza
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.
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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).
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ANEXOS
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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