estudio de planificación a corto plazo para circuitos de distribución

Transcripción

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
ESTUDIO DE PLANIFICACIÓN A CORTO PLAZO PARA CIRCUITOS DE
DISTRIBUCIÓN DE LA ELECTRICIDAD DE CARACAS
Por:
Antonella Lisette Busato Azócar
INFORME FINAL DE PASANTÍA
PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR POR EL TÍTULO DE
INGENIERO ELECTRICISTA
Sartenejas, Noviembre 2007.
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Por:
Tutor Académico: Prof. Ramón Villasana Soto
Tutor Industrial: Ing. Hubert Lasso
INFORME FINAL DE PASANTÍA
PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR POR EL TÍTULO DE
INGENIERO ELECTRICISTA
Sartenejas, Noviembre 2007.
Por:
RESUMEN
La planificación a corto plazo tiene como propósito diagnosticar la red primaria de distribución con el
fin de detectar condiciones de operación inadecuadas, además de establecer estrategias de solución y
evaluar las condiciones de operación actual y futura en estado normal y de emergencia de circuitos de
distribución. Estos análisis se realizan con el objeto de garantizar calidad, eficiencia y confiabilidad del
servicio eléctrico.
Los estudios de corto plazo son sumamente importantes para La Electricidad de Caracas, ya que son
necesarios para garantizar a todos sus clientes un servicio eléctrico de alta calidad. La realización de los
anteproyectos planteados en este estudio están orientados hacia ese objetivo
En el presente informe se realiza la planificación a corto plazo de 31 circuitos pertenecientes a las
regiones centro y oeste de la región capital. Para ello fue necesario recopilar información acerca de los
circuitos: demandas, factores de crecimiento, planos de operación y proyectos; se procedió a la
simulación de los circuitos mediante el programa computacional ASP, fue necesario actualizar los
archivos con los que trabaja este programa para que la información obtenida fuese lo más acertada
posible. Verificados los circuitos se procedió al análisis de sus condiciones de operación actual y futura,
se verificó que se cumplieran las normas; con los resultados se plantearon las estrategias de adecuación
necesarias; luego se procedió a la elaboración de los anteproyectos, se realizaron las modificaciones en
los planos existentes indicando las maniobras planteadas, y se realizó un análisis económico de cada
anteproyecto mediante el programa computacional EFIPRO; finalmente se procedió a elaborar un informe
técnico para documentar lo anteriormente descrito.
iv
DEDICATORIA
Para José Antonio, gracias por haberme dado fuerzas y apoyo para lograr mis metas. Gracias por
hacer del futuro algo claro y preciso y no un gran vacío nebuloso. Gracias por las largas noches y fines de
semana de estudios. Gracias por ayudarme a manejar mi estrés. Eres un excelente amigo y compañero.
No sería como soy si no estuvieses a mi lado, gracias por hacerme sentir segura, por hacerme saber
que siempre puedo contar con tu apoyo, tanto en los buenos y en los malos momentos, no habría tenido
el valor de terminar nada de lo que me he propuesto a realizar si no supiera que siempre estás a mi lado.
Gracias, mil gracias.
v
AGRADECIMIENTOS
Quisiera agradecer a mi familia, a mis amigos y a las fuerzas misteriosas y maravillosas del universo
por haberse alineado oportunamente para ayudarme a llegar donde hoy estoy.
Gracias a todo el equipo del Departamento de Planificación de Distribución por brindarme todo el
apoyo para la realización de ésta pasantía, especialmente al Ing. Hubert Lasso por haberme ofrecido la
oportunidad de trabajar en esta pasantía, al Ing. Moisés Marcano por su paciencia y su vocación de
enseñar, al T.S.U. Alexis Suárez por siempre tener palabras de apoyo, al T.S.U. José Antonio Castro y a
los Ing. Valter Profeta, José Mota y Jairo Portillo, por ayudarme siempre que lo necesité, gracias por el
apoyo brindado.
Al Profesor Ramón Villasana, por ser comprensivo, atento y ayudarme a poner todas mis ideas en
orden.
A mis compañeros pasantes Anna Porras, Carla Rodrigues, William Torrelles y otros amigos de
estudio, por tener siempre un chiste o comentario oportuno para llevar a cabo el día, por la compañía
brindada y por los conocimientos compartidos.
A S.B. y G.B., por ser siempre como son y siempre a su manera darme apoyo y risas para seguir
adelante y acompañarme durante mis largas horas frente al computador durante toda mi carrera.
vi
ÍNDICE GENERAL
CAPÍTULO 1...................................................................................................................................................1
1.
INTRODUCCIÓN ...................................................................................................................................1
1.1.
ANTECEDENTES .........................................................................................................................2
1.2.
ETAPAS ........................................................................................................................................2
1.3.
ORGANIZACIÓN DE LOS CAPÍTULOS ......................................................................................4
CAPÍTULO 2...................................................................................................................................................7
2.
LA ELECTRICIDAD DE CARACAS [13] ...............................................................................................7
2.1.
MISIÓN .........................................................................................................................................8
2.2.
VISIÓN ..........................................................................................................................................8
2.3.
ORGANIGRAMA ...........................................................................................................................8
CAPÍTULO 3.................................................................................................................................................10
3.
PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN .................................................10
3.1.
EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIO ...........................................................................10
3.2.
LA PLANIFICACIÓN A CORTO PLAZO DE REDES DE DISTIBUCIÓN ...................................11
3.2.1.
OBJETIVOS DE LA PLANIFICACIÓN ...............................................................................11
3.2.2.
FASES DE LA PLANIFICACIÓN .......................................................................................11
3.2.3.
ACTIVIDADES DE LA PLANIFICACIÓN A CORTO PLAZO .............................................12
3.3.
ESTRATEGIAS ASOCIADAS A LA PLANIFICACIÓN A CORTO PLAZO [10] ..........................12
3.3.1.
TRASPASOS DE CARGA..................................................................................................12
3.3.2.
INSTALACIÓN DE CAPACITORES ..................................................................................13
3.3.3.
CAMBIO DE CALIBRE .......................................................................................................13
3.3.4.
INSTALACIÓN DE PROTECCIONES SUPLEMENTARIAS .............................................14
3.3.5.
CAMBIO DE TENSIÓN ......................................................................................................14
CAPÍTULO 4.................................................................................................................................................15
4.
NORMAS Y CRITERIOS EDC PARA EL DISEÑO DE REDES DE DISTRIBUCIÓN.........................15
4.1.
CRITERIO DE CAÍDA MÁXIMA DE TENSIÓN ..........................................................................15
4.2.
CRITERIO DE CAPACIDAD DE CARGA ...................................................................................15
4.3.
CRITERIO DE SECCIONAMIENTO ...........................................................................................16
4.3.1.
SECCIONAMIENTO DE LÍNEAS AÉREAS .......................................................................16
4.3.2.
SECCIONAMIENTO EN LÍNEAS SUBTERRÁNEAS ........................................................17
4.3.3.
INTERCONEXIONES.........................................................................................................18
4.3.4.
SALIDA DE SUBESTACIONES .........................................................................................19
4.4.
CAPACIDAD FIRME [10] ............................................................................................................21
vii
4.5.
CRITERIO DE INTERRUPCIONES PERMISIBLES [10] ...........................................................22
4.6.
CRITERIO DE CARGA DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN [10] ..........................22
4.7.
CRITERIO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS [10] ...............................................................................24
CAPÍTULO 5.................................................................................................................................................26
5.
METODOLOGÍA ..................................................................................................................................26
5.1.
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN ........................................................................................26
5.1.1.
PLANOS DE OPERACIÓN Y PLANOS MACRO...............................................................26
5.1.2.
REGISTROS DE PD’S E ID’S POR CIRCUITO ................................................................27
5.1.3.
HISTÓRICO DE DEMANDAS ............................................................................................27
5.1.4.
REPORTES DE FALLA Y DE CALIDAD DE SERVICIO [1] ..............................................28
5.1.5.
SOLICITUD DE PROYECTOS ..........................................................................................28
5.2.
SIMULACIÓN DE LAS CONDICIONES ACTUALES DEL SISTEMA [11] .................................28
5.2.1.
CONDICIÓN NORMAL DE OPERACIÓN..........................................................................28
5.2.2.
CONDICIÓN DE EMERGENCIA .......................................................................................29
5.3.
SIMULACIÓN DE LAS CONDICIONES FUTURAS DEL SISTEMA ..........................................29
5.4.
ANÁLISIS DE RESULTADOS ....................................................................................................29
5.5.
ESTUDIO DE SOLUCIONES TÉCNICAS [10] ...........................................................................30
5.6.
ELABORACIÓN DE ANTEPROYECTOS ...................................................................................30
CAPÍTULO 6.................................................................................................................................................32
6.
EVALUACIÓN ECONÓMICA [9] .........................................................................................................32
6.1.
EFIPRO .......................................................................................................................................32
6.2.
FACTORES ECONÓMICOS ......................................................................................................33
6.2.1.
VALOR PRESENTE NETO ................................................................................................33
6.2.2.
TASA INTERNA DE RETORNO ........................................................................................34
6.3.
VARIABLES DE ENTRADA DEL PROGRAMA EFIPRO ...........................................................34
6.3.1.
TIPO DE PROYECTO O ANTEPROYECTO A REALIZAR ...............................................35
6.3.2.
DEMANDA .........................................................................................................................35
6.3.3.
EL PORCENTAJE DE TASA DE CRECIMIENTO INTERANUAL .....................................35
6.3.4.
NIVEL DE DENSIDAD .......................................................................................................35
6.3.5.
PÉRDIDAS .........................................................................................................................36
6.3.6.
CAPACIDAD TOPE............................................................................................................36
6.3.7.
FRECUENCIA MEDIA DE INTERRUPCIONES ................................................................36
6.3.8.
TIEMPO TOTAL DE INTERRUPCIONES..........................................................................37
6.3.9.
COSTO TOTAL DE LA INVERSIÓN ..................................................................................37
CAPÍTULO 7.................................................................................................................................................39
7.
ESTUDIO DE LOS CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN A CORTO PLAZO ..........................................39
7.1.
CARACTERÍSTICA DE LOS CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN ................................................39
7.1.1.
CLIENTES IMPORTANTES ...............................................................................................41
viii
7.2.
CONDICIONES OPERATIVAS ACTUALES ..............................................................................41
7.2.1.
PROBLEMAS DE CALIDAD Y EFICIENCIA......................................................................44
7.2.2.
PROBLEMAS DE SECCIONAMIENTOS...........................................................................47
7.3.
CONDICIONES OPERATIVAS FUTURA ...................................................................................49
7.3.1.
PROBLEMAS DE CALIDAD Y EFICIENCIA......................................................................52
7.3.2.
7.4.
COMPARACIÓN CONDICIÓN ACTUAL Y FUTURA .................................................................57
7.4.1.
VIOLACIÓN DE LA CAPACIDAD DE EMERGENCIA DEL CONDUCTOR ......................58
7.4.2.
VIOLACIÓN DEL RANGO DE VARIACIÓN DE LA TENSIÓN ..........................................59
7.4.3.
PÉRDIDAS TÉCNICAS ......................................................................................................60
CAPÍTULO 8.................................................................................................................................................61
8.
ESTUDIO DE LOS CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN A CORTO PLAZO ..........................................61
8.1.
RESUMEN ESTRATEGIAS PROPUESTAS ..............................................................................61
8.1.1.
ESTRATEGIAS PARA PROBLEMAS DE CALIDAD Y EFICIENCIA. ...............................64
8.1.2.
8.2.
DETALLE ESTRATEGIAS PROPUESTAS ................................................................................64
8.2.1.
PROPUESTA DE ANTEPROYECTO 1 .............................................................................64
8.2.2.
8.2.3.
8.2.4.
8.2.5.
8.2.6.
8.2.7.
8.2.8.
8.2.9.
8.2.10.
PROPUESTA DE ANTEPROYECTO 10 ...........................................................................78
8.2.11.
8.2.12.
8.2.13.
8.2.14.
8.2.15.
8.2.16.
8.2.17.
8.2.18.
8.2.19.
8.2.20.
8.2.21.
8.3.
DIAGNÓSTICO CONDICIÓN FUTURA CON ESTRATEGIAS ..................................................86
ix
8.3.1.
COMPARACIÓN CONDICIÓN FUTURA SIN LA REALIZACIÓN DE LOS
ANTEPROYECTOS Y CON LA REALIZACIÓN DE LOS ANTEPROYECTOS ..................................88
8.4.
EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS ESTRATEGIAS .............................................................90
8.4.1.
CONSIDERACIONES Y LIMITACIONES ..........................................................................91
8.4.2.
VARIABLES TÉCNICO-ECONÓMICAS ANTES DE REALIZAR LAS ESTRATEGIAS ....91
8.4.3.
VARIABLES TÉCNICO-ECONÓMICAS DESPUÉS DE EJECUTAR LAS ESTRATEGIAS .
............................................................................................................................................93
8.4.4.
RESULTADOS OBTENIDOS DE LA EVALUACIÓN ECONÓMICA..................................94
CAPÍTULO 9.................................................................................................................................................96
9.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......................................................................................96
9.1.
CONCLUSIONES GENERALES PARA CONDICIONES ACTUALES DE OPERACIÓN ..........96
9.2.
CONCLUSIONES GENERALES PARA CONDICIONES FUTURAS DE OPERACIÓN ............97
9.3.
CONCLUSIONES GENERALES PARA LAS ESTRATEGIAS UTILIZADAS .............................97
9.4.
RECOMENDACIONES ...............................................................................................................99
BIBLIOGRAFÍA...........................................................................................................................................101
ANEXO A....................................................................................................................................................104
A.
DEFINICIONES ASOCIADAS CON EL ESTUDIO DE CORTO PLAZO ..........................................104
ANEXO B....................................................................................................................................................112
B.
PROGRAMA COMPUTACIONAL ASP [3] ........................................................................................112
B.1.
APLICACIONES........................................................................................................................112
B.2.
VENTAJAS................................................................................................................................112
B.3.
DIRECTORIO............................................................................................................................113
B.4.
OPERACIÓN DEL PROGRAMA ASP ......................................................................................113
B.5.
MENÚ PRINCIPAL ...................................................................................................................114
B.6.
BARRA DE COMANDOS RÁPIDOS: .......................................................................................115
B.7.
BARRA DE COMANDOS GRÁFICOS......................................................................................116
B.8.
BARRA DE ESTADO DE LA RED ............................................................................................116
x
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Circuitos de Distribución a Evaluar. .................................................................................................1
Tabla 2. Criterio de Caída Máxima de Tensión............................................................................................15
Tabla 3. Operación Óptima y Carga de Reemplazo de Transformadores en Sótano [2]. ...........................23
Tabla 4. Operación Óptima y Carga de Reemplazo de Transformadores en Casilla [2].............................24
Tabla 5. Operación Óptima y Carga de Reemplazo de Transformadores en Postes [2]. ...........................24
Tabla 6. Rango de niveles de densidad por alimentador. ............................................................................35
Tabla 7. Características Generales de los Circuitos de Distribución. ..........................................................39
Tabla 8. Condición Actual de los Circuitos de Distribución. .........................................................................42
Tabla 9. Diagnóstico para los Circuitos de Distribución. ..............................................................................50
Tabla 10. Estrategias para Mejora de los Circuitos de Distribución ............................................................62
Tabla 11. Diagnóstico para los Circuitos de Distribución Condición Futura. ...............................................87
Tabla 12. Tabla de Variables Técnico-Económicas Antes de Realizar las Estrategias. .............................91
Tabla 13. Tabla de Variables Técnico-Económicas Después de Realizar las Estrategias. ........................93
Tabla 14. Tabla de Resultado de EFIPRO ...................................................................................................94
xi
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Organigrama de La Electricidad de Caracas Orientado a la Rama de Planificación. ....................9
Figura 2. Criterio de Capacidad de Carga. ..................................................................................................16
Figura 3. Seccionamiento Bajo Carga de Dos Circuitos en la Misma Ruta. ................................................18
Figura 4. Distribución de Cargas e Interconexiones de un Circuito de Distribución [10]. ............................19
Figura 5. Esquema de la Recuperación de la Carga en un Circuito Fallado [10]. .......................................19
Figura 6. Seccionamiento de Circuitos Doble Copa. ...................................................................................20
Figura 7. Página de Presentación de EFIPRO ............................................................................................33
Figura 8. Página de Ingreso de Datos. ........................................................................................................38
Figura 9. Violación de la Capacidad de Emergencia de los Circuitos de Distribución. ...............................44
Figura 10. Voltaje Mínimo para los Circuitos de Distribución. .....................................................................45
Figura 11. Pérdidas Técnicas para los Circuitos de Distribución.................................................................46
Figura 12. Problemas de Seccionamiento de los Circuitos de Distribución. ...............................................48
Figura 13. Problemas de Recuperabilidad de los Circuitos de Distribución. ...............................................49
Figura 14. Violación de la Capacidad de Emergencia de los Circuitos de Distribución. .............................52
Figura 15. Voltaje Mínimo para los Circuitos de Distribución Condición Futura. .........................................53
Figura 16. Pérdidas Técnicas para los Circuitos de Distribución Condición Futura. ...................................54
Figura 17. Problemas de Seccionamiento de los Circuitos de Distribución Condición Futura. ...................56
Figura 18. Problemas de Recuperabilidad de los Circuitos de Distribución Condición Futura ...................57
Figura 19. Violación de la Capacidad de Emergencia Condición Actual y Condición Futura. ....................58
Figura 20. Violación del Rango de Variación de la Tensión Condición Actual y Condición Futura.............59
Figura 21. Pérdidas Técnicas Condición Actual y Condición Futura. .........................................................60
Figura 22. Reemplazo de Unidad de Transformación de Artigas A10.........................................................65
Figura 23. Reemplazo de Conductores de Artigas A10. ..............................................................................66
Figura 24. Incorporación de Bancos Capacitivos de Artigas A10. ...............................................................67
Figura 25. Traspasos de Carga de Punceres A04. ......................................................................................68
Figura 26. Creación de Interconexión entre Punceres A04 y Cañada A03. ................................................70
Figura 27. Reemplazo de Equipos de Seccionamiento de Cañada A03. ....................................................71
Figura 28. Traspasos de Carga de Cañada A13. ........................................................................................74
Figura 29. Eliminación e Incorporación de Conductores de Maury A14. .....................................................82
Figura 30. Violación de la Capacidad de Emergencia Condición Futura. ...................................................88
Figura 31. Violación del Rango de Variación de la Tensión Condición Futura............................................89
Figura 32. Pérdidas Técnicas Condición Futura. .........................................................................................90
xii
LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS
.dat:
Extensión de archivos de dato.
∆Vmáx:
Variación máxima de voltaje.
A:
Amperios.
ASP:
Análisis de sistemas primarios.
CAPEX:
Capital Expenditures, término en inglés cuyo significado es gastos de capital.
CapInst:
Capacidad instalada.
CCO:
Centro de Control de Operaciones de la Electricidad de Caracas.
CF:
Capacidad firme.
CMS:
Conexión modular de seccionamiento.
DAS:
Seccionador automático de distribución.
Dmáx:
Demanda máxima.
Dprom:
Demanda promedio.
EDC:
Electricidad de Caracas.
EFIPRO:
Herramienta computacional utilizada para realizar cálculos económicos de los proyectos
propuestos.
Fc:
Factor de carga.
FEt:
Flujo efectivo presente.
Fp:
Factor de potencia.
Fu:
Factor de utilización.
ID:
Interruptores de distribución.
Imáx:
Corriente eléctrica máxima.
Iprom:
Corriente eléctrica promedio.
kV:
Kilo voltios.
kVA:
Kilo voltio amperios.
kW:
Kilo vatios.
xiii
m:
Metros.
m2:
Metros cuadrados.
MVA:
Mega voltios amperios.
MVAmin:
Energía por minuto dejada de suministrar.
P:
Potencia activa.
PD:
Protecciones de distribución.
PIB:
Producto interno bruto.
Pmáx:
Pérdidas máximas.
Pprom:
Pérdidas promedio.
pu:
Por unidad.
R:
Resistencia.
S:
Potencia aparente.
S/E:
Subestación.
SCADA:
Supervisory Control And Data Acquisition, término en inglés cuyo significado es
supervisión, control y adquisición de datos.
SIGRED:
Sistema de información geográfica para redes eléctricas de distribución.
SIMIP:
Sistema integrado de mantenimiento de la información de los planos de la Electricidad de
Caracas.
Smáx:
Potencia aparente máxima.
Sprom:
Potencia aparente promedio.
T:
Transformadores.
TIR:
Tasa interna de retorno.
V:
Voltios.
VA:
Voltio amperios.
VLL:
Diferencia de tensión entre las fases.
VPN:
Valor presente neto.
xiv
CAPÍTULO 1
1. INTRODUCCIÓN
La planificación a corto plazo de una red de distribución se basa en el estudio de las condiciones
operativas de la misma. Mediante la planificación se pueden anticipar variaciones en la demanda y llevar
a cabo estrategias de análisis y operación de proyectos futuros, con el fin de obtener un crecimiento
supervisado sin desmejorar el nivel de calidad de servicio, es decir, la planificación permite estudiar las
condiciones actuales de los distintos circuitos de distribución que conforman la red con el fin de obtener
condiciones futuras más favorables.
Es este informe se plantea el estudio de planificación a corto plazo de 31 circuitos de distribución,
presentados en la tabla 1:
Tabla 1. Circuitos de Distribución a Evaluar.
Subestación
Circuitos
Artigas (ART)
A10
Candilito (CDT)
A01 - A03 - A06
Cañada (CDA)
A03 - A08 - A10 - A13
Castán (CTN)
A08 - A11
Catia (CAT)
A05 - A11
Juan Miranda (JMI)
A06 - A13
Maury (MRY)
A01 - A14
Pineda (PND)
A03 - A10
Punceres (PUN)
A03 - A04 - A06 - A07
B01 - B02 - B03 - B04 - B05
Rosal (ROS)
B09 - C04
Santa Rosa (SRO)
A08 - B03
1
2
1.1.
ANTECEDENTES
Después de su creación todos los circuitos anteriormente presentados han sufrido modificaciones,
proyectos de expansión y adecuación, debido al crecimiento de la demanda de la zona a la cual prestan
servicio, incorporación de nuevos clientes y estudios dentro de la misma empresa para mejorar
condiciones de calidad de servicio y confiabilidad de la red.
Seria imposible mencionar todos los proyectos realizados, pero entre los más recientes encontramos:
•
Estudio de planificación a corto plazo de la red de distribución de las subestaciones Cañada, Catia y
Propatria de la Región Oeste de La Electricidad de Caracas. Proyecto de pasantía realizado por el Br.
Ronald Parra. Año 2004. En ella se presentan estrategias de adecuación para los circuitos que
incluyen traspasos de carga, cambios de calibre de conductor e incorporación de bancos capacitivos.
•
Estudio de planificación a corto plazo de la red de distribución de las subestaciones Cañada, Juan
Miranda, Pineda y Maury de La Electricidad de Caracas. Proyecto interno (aún no finalizado) de la
empresa realizado por el T.S.U. Alexis Suárez. Año 2007. En ella se presentan estrategias de
adecuación para los circuitos que incluyen traspasos de carga, cambios de calibre de conductor y
cambios de tensión.
1.2.
ETAPAS
En la realización del estudio de planificación a corto plazo de los circuitos anteriormente mencionados
se cubrieron las siguientes etapas:
3
Recopilación de información:
Se obtuvo información, mediante el SCADA, acerca de la demanda perteneciente a los año 2006-2007
de los circuitos a estudiar. Mediante los planos de operación y el SIMIP se obtuvieron los kVA instalados
por circuito y sus interconexiones. Se actualizaron los registros acerca de los proyectos pendientes y se
realizó el ordenamiento de clientes por cada uno de los circuitos.
Verificación de los archivos:
El programa de simulación que se utiliza para el análisis de los circuitos es el ASP (Ver Anexo B), fue
necesario verificar que la información contenida en los archivos.dat del mismo programa coincidiera con
la información actual y futura de los circuitos de distribución, para así obtener resultados lo más acertados
posibles en las simulaciones.
Análisis de los circuitos:
Con toda la información obtenida se procedió a realizar un análisis de las condiciones de operación
actual y futura de los circuitos de distribución. Se detectaron problemas de calidad y eficiencia en algunos
circuitos: sobrecarga en los conductores, altas caídas de tensión, elevadas pérdidas técnicas y
sobrecarga de los transformadores de distribución. Se encontraron problemas de seguridad en la
operación de la red en algunos circuitos: violaciones en las normas de seccionamiento, obsolescencia de
equipos y conductores y falta de calidad de servicio técnico (recuperación ante fallas).
Planteamiento de estrategias:
Se idearon estrategias que permitieran solventar los problemas de calidad, eficiencia y confiabilidad
hallados en los circuitos de distribución. Para problemas de calidad y eficiencia se realizaron: traspasos
de carga, cambios de calibre de conductor, compensación reactiva, reemplazos de unidades de
transformación de distribución y cambios de tensión. Para problemas de seguridad en la operación de la
red se realizaron: creaciones de nuevas interconexiones, seccionamientos y reemplazo de equipos y
conductores obsoletos
4
Elaboración de Anteproyectos:
Con las estrategias propuestas fue posible elaborar los anteproyectos para los circuitos de
distribución. Cada anteproyecto incluye descripción de las maniobras a realizar, equipos y conductores a
reemplazar y obras civiles requeridas, con su respectiva ayuda visual (planos de anteproyectos). Además
de ellos se incluye la incidencia económica de los proyectos realizada mediante la ayuda del programa
computacional EFIPRO (Ver Capitulo 6), con el cual es posible calcular la rentabilidad económica del
proyecto.
Elaboración informe técnico.
Finalmente se elabora un informe técnico que documenta todos los pasos anteriormente descritos,
con el fin de presentar ante la empresa un informe detallado acerca del trabajo realizado durante la
pasantía.
1.3.
ORGANIZACIÓN DE LOS CAPÍTULOS
La información necesaria para la realización de la pasantía, los estudios de corto plazo de los 31
circuitos de distribución, estrategias, las conclusiones y recomendaciones, se encuentran desarrollados
en este informe de la siguiente manera:
Capítulo I:
Introducción. En este capítulo se plantea un resumen del contenido del libro, en el se describe de
manera breve los pasos realizados para la elaboración del estudio de planificación a corto plazo de los 31
circuitos de distribución.
Capítulo II:
La Electricidad de Caracas. En este capítulo se presenta una breve descripción de la labor y función
de la EDC como empresa.
5
Capítulo III:
Planificación del sistema eléctrico de distribución. En este capítulo se presenta una serie de conceptos
relacionados con la planificación a corto plazo del sistema de distribución que fueron necesarios para la
realización de esta pasantía.
Capítulo IV:
Normas y criterios EDC para el diseño de redes de distribución. En este capítulo se presenta una serie
de normas y criterios utilizados en La Electricidad de Caracas relacionados con la planificación a corto
plazo del sistema de de distribución que fueron necesarios para la realización de esta pasantía.
Capítulo V:
Metodología. En este capítulo se presenta la metodología utilizada necesaria para la realización del
estudio a corto plazo de los 31 circuitos de distribución.
Capítulo VI:
Evaluación económica. En este capítulo se presenta una breve descripción de la metodología utilizada
para realizar la evaluación económica de las estrategias de solución planteadas, también se describe de
manera breve como funciona el programa EFIPRO, necesario para realizar los cálculos de VPN y TIR de
los proyectos.
Capítulo VII:
Estudio de los circuitos de distribución a corto plazo. En este capítulo se presenta en detalle el estudio
de planificación a corto plazo para los 31 circuitos de distribución. Se detalla las condiciones actuales y
futuras de operación y descripción de los problemas hallados para cada condición.
6
Capítulo VIII:
Estrategias propuestas para los circuitos de distribución. En este capítulo se presenta en detalle las
estrategias de solución para los problemas hallados en el capítulo anterior y evaluación económica de las
mismas.
Capítulo IX:
Conclusiones y recomendaciones. En este capítulo se presenta las conclusiones y recomendaciones
del estudio de planificación a corto plazo realizado a los circuitos de distribución.
CAPÍTULO 2
2. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS [13]
La Electricidad de Caracas es una empresa de servicio público, cuyo principal objetivo es brindarle a
todos sus consumidores calidad y confiabilidad en la distribución del servicio eléctrico. Esto se logra
mediante el trabajo en equipo de todos sus departamentos, cada uno encargado de las distintas etapas
de suministro eléctrico.
Para Venezuela, la electricidad fue un factor de progreso y bienestar social, ya que gracias a los
beneficios ofrecidos por este nuevo servicio, se generó en el país el fenómeno de urbanización. La
Electricidad de Caracas fue la industria eléctrica pionera en Venezuela que propició, de manera
irrefutable, el desarrollo industrial de un país rural cuya economía se fundamentaba básicamente en la
agricultura.
La EDC fue fundada el 27 de Noviembre de 1895 por el ingeniero Ricardo Zuloaga. La estación de
energía hidroeléctrica contaba con una potencia de 420 kW de capacidad y funcionaba aprovechando las
aguas del río Guaire; ofrecía sus servicios a una población de 72.500 habitantes, iluminando a la Avenida
Este desde la esquina de La Torre hasta la Cervecería Nacional. Actualmente la empresa está
conformada por tres plantas con una capacidad instalada de 2.236 MW, atendiendo a más de cuatro
millones de habitantes, lo cual significa más del 80 por ciento de la demanda de energía en la zona
Metropolitana.
7
8
2.1.
MISIÓN
La Electricidad de Caracas es una empresa del Estado venezolano dedicada a proveer el mejor
servicio eléctrico y comprometida a responder las expectativas de sus clientes, trabajadores y
accionistas, contribuyendo así a elevar la calidad de vida de la sociedad venezolana.
2.2.
VISIÓN
Ser una empresa reconocida nacional e internacionalmente como líder innovador, proveedora de un
servicio eléctrico de alta calidad, con personal y tecnologías excelentes, financieramente sólida y factor
fundamental del sector eléctrico venezolano.
2.3.
ORGANIGRAMA
En la figura 1 se presenta el esquema de organización de La Electricidad de Caracas, de manera tal
que se muestre la orientación enfocada al Departamento de Coordinación de Planificación, entidad dentro
de la cual se realizó esta pasantía.
9
Figura 1. Organigrama de La Electricidad de Caracas Orientado a la Rama de Planificación.
CAPÍTULO 3
3. PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN
Un Sistema Eléctrico de Potencia consta básicamente de tres etapas específicas y diferenciadas que
realizan las labores de generación, transmisión y distribución, siendo habitual distinguir en el proceso de
conversión y transporte de energía, cuatro niveles funcionales. Para el caso de la Electricidad de Caracas
los niveles superiores son:
•
Generación
11,5k V - 13 ,8 kV
•
Transmisión
69 kV - 230 kV
•
Sub-Transmisión
30 kV - 69 kV
•
Distribución
4,8 kV - 8,3 kV - 12,47 kV
3.1.
EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIO
El Sistema de Distribución Primario abarca un área relativamente grande, comienza a la salida de la
subestación de distribución y está compuesto por cargas concentradas que son esencialmente
transformadores de distribución y ciertos consumidores especiales como industrias de tamaño mediano y
otras de mayor capacidad que manejan niveles de tensión entre 2,4 kV y 13,8 kV. En su topología, esta
compuesto por un troncal y sus ramales, ambos compuestos por una cadena de nodos consecutivos, los
primeros transportan los mayores y mas importantes flujos de potencia, los segundos son derivaciones
que transmiten menor cantidad de potencia. Generalmente en la ruta troncal es donde ocurre la mayor
caída de tensión y el calibre del conductor tiende a ser el mayor del circuito.
10
11
3.2.
LA PLANIFICACIÓN A CORTO PLAZO DE REDES DE DISTIBUCIÓN
La planificación a corto plazo de redes de distribución es el estudio de las condiciones operativas de la
red primaria de distribución, mediante el análisis e identificación de los diversos factores potenciales que
afectan la continuidad del servicio eléctrico. Tiene como propósito diagnosticar la red primaria de
distribución con el fin de detectar condiciones de operación inadecuadas, considerando clientes
existentes y futuros. Esto conlleva a establecer estrategias de solución que permiten utilizar los recursos
de forma oportuna, eficiente y distribuida, con el fin de garantizar calidad, eficiencia y confiabilidad del
En cualquier tipo de planificación se ven involucradas tres actividades básicas:
•
Definición de las metas e identificación de las prioridades.
•
Identificación de las alternativas.
•
Selección de la mejor alternativa disponible basada en las prioridades.
3.2.1.
OBJETIVOS DE LA PLANIFICACIÓN
El objetivo de la planificación de sistemas de distribución de energía eléctrica es satisfacer la
demanda de los clientes consumidores, en término de tasas de crecimiento, densidades de carga,
proyectos futuros, mejora de calidad de servicio, entre otros; buscando la manera más segura, eficiente y
económica de lograrlo
3.2.2.
FASES DE LA PLANIFICACIÓN
•
Determinación y establecimiento de objetivos.
•
Relacionar las características de la realidad existente con las de un estado deseable.
12
•
Crear un escenario del futuro deseable y posible, en donde se incluyen las acciones propuestas por
el plan.
•
Seleccionar y evaluar los instrumentos que ayudan a transformar la realidad presente con otra
deseable.
3.2.3.
ACTIVIDADES DE LA PLANIFICACIÓN A CORTO PLAZO
•
Recopilación de información.
•
Construcción y validación de modelos de los circuitos primarios.
•
Análisis de los circuitos primarios.
•
Planteamiento de estrategias.
•
Elaboración de anteproyectos.
•
Informe final.
3.3.
ESTRATEGIAS ASOCIADAS A LA PLANIFICACIÓN A CORTO PLAZO [10]
La planificación a corto plazo de redes de distribución de energía eléctrica, tiende a plantear
estrategias propias de su área, con el fin de no interferir con otros procesos pertenecientes al área de
planificación y limitar sus objetivos. Entre las estrategias comúnmente aplicadas en la planificación a
corto plazo, se encuentran:
3.3.1.
TRASPASOS DE CARGA
Consiste en transferir carga adicional del circuito de distribución estudiado a uno aledaño por un
período de tiempo definido o de forma permanente, con la finalidad de disminuir la demanda del circuito
descargado para poder lograr su operación dentro de los límites establecidos en condiciones normales y
de emergencia.
13
Esta opción es muy económica, pues sólo depende de maniobras sobre equipos ya existentes en la
red o trabajos de bajo impacto económico, por lo que es la primera opción a ser estudiada antes de
realizar alguna modificación en la topología de la red.
3.3.2.
INSTALACIÓN DE CAPACITORES
Consiste en la instalación de bancos de capacitores que permitan mejorar los perfiles de tensión en la
red y/o reducir las pérdidas. La decisión de la instalación de bancos de capacitores está sujeta a estudios
de niveles de tensión, pérdidas y armónicos en la red, además de una evaluación económica previa a la
toma de la decisión.
3.3.3.
CAMBIO DE CALIBRE
Consiste en el aumento de la sección transversal de tramos de conductores, troncales o ramales, en
los que su capacidad, ya sea en condiciones normales y/o de emergencia, se ve excedida según la
norma de capacidad de carga de la Empresa. Esta estrategia aumenta la capacidad que puede manejar
el circuito, permite la reducción de pérdidas, la disminución de la caída de tensión, adecua al circuito para
la incorporación de nuevos suscriptores y mejora la capacidad para ayudar a otros circuitos con los que
interconecta.
Antes de decidir sobre cualquier estrategia, se debe hacer una evaluación económica y verificación de
la disponibilidad de ductos subterráneos que sirven de canalización a los conductores, y de no existir se
debe de considerar las incidencias en la formulación económica del proyecto.
14
3.3.4.
INSTALACIÓN DE PROTECCIONES SUPLEMENTARIAS
Consiste en la instalación de equipos de protección y/o seccionamiento de las cargas en puntos
estratégicos de los circuitos con alta tasa de falla, con la finalidad de evitar la pérdida de carga o
recuperarla con mayor rapidez ante la ocurrencia de cualquier falla en el sistema.
3.3.5.
CAMBIO 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 de tensión en la EDC son: 4,8 kV a 12,47
kV ó 8,3 kV a 12,47 kV. Esta estrategia es de alto impacto económico, puesto que conlleva a la
adecuación del circuito en cuanto a: nivel de aislamiento de los conductores, tensión de los
transformadores y ajustes de los equipos de protección al nuevo nivel de tensión. Se debe realizar una
evaluación económica previa a la toma de la decisión ya que los trabajos a realizar son muy costosos y
generalmente tienen un tiempo prolongado de ejecución. Esta estrategia sólo se emplea cuando las
demás estrategias planteadas anteriormente no solucionan los problemas hallados en el circuito durante
su análisis.
CAPÍTULO 4
4. NORMAS Y CRITERIOS EDC PARA EL DISEÑO DE REDES DE DISTRIBUCIÓN
En los estudios de planificación de los sistemas de distribución se establecen normas y criterios
técnicos que deben cumplirse en los circuitos para garantizar la confiabilidad, seguridad y calidad del
servicio. La Electricidad de Caracas establece los siguientes criterios que deben cumplir sus circuitos de
distribución.
4.1.
CRITERIO DE CAÍDA MÁXIMA DE TENSIÓN
En la tabla 2 se muestra la banda permitida para la variación de la tensión en circuitos de distribución
de La Electricidad de Caracas.
Tabla 2. Criterio de Caída Máxima de Tensión.
4.2.
Condición de
Operación
∆Vmáx (%)
Banda Permitida (pu)
Normal
±5
0,95 < V < 1,05
Emergencia
±8
0,92 < V <1,08
CRITERIO DE CAPACIDAD DE CARGA
Este criterio señala que todo circuito primario debe poder ser asistido por lo menos otros dos circuitos,
de allí que el porcentaje máximo de carga del troncal deba ser 67 por ciento (2/3) de la Capacidad de
Emergencia.
15
16
Figura 2. Criterio de Capacidad de Carga.
En la figura 2 se puede observar el criterio de capacidad de carga para un conductor. Para
condiciones de emergencia, en el conductor se permitirá una sobrecarga de 120 % de la capacidad
nominal. Las coloraciones que se presentan en la figura corresponden a los distintos niveles de violación
de la capacidad de carga dados por la EDC, cuando en un conductor existe sólo violación del 2/3 de la
capacidad de emergencia se denota con el color verde, cuando existe violación de la capacidad nominal
se denota con el color rojo y cuando existe violación de la capacidad de emergencia de denota con el
color azul.
4.3.
CRITERIO DE SECCIONAMIENTO
4.3.1.
SECCIONAMIENTO DE LÍNEAS AÉREAS
Se instalaran equipos de seccionamiento en circuitos primarios aéreos:
•
En cada kilómetro de circuito troncal o ramal.
17
•
En cada tramo de circuito troncal o ramal con capacidad de transformación conectada igual o mayor
a 900 kVA.
•
En el origen de cada circuito ramal o subramal con una longitud mayor de 400 m.
•
En cada punto de transformación de capacidad nominal igual o mayor a 500 kVA.
•
En los puntos de interconexión del circuito troncal o ramal a otros circuitos primarios.
4.3.2.
SECCIONAMIENTO EN LÍNEAS SUBTERRÁNEAS
4.3.2.1.
CIRCUITO PRIMARIO ÚNICO
•
Se seccionará el troncal cada 1.250 kVA de demanda.
•
Al inicio de un ramal con carga se deberá instalar un medio de seccionamiento:
¾ Cuando la demanda ramal sea igual o mayor a 1.250 kVA se usarán seccionadores bajo carga.
¾ Cuando la demanda ramal sea inferior a 1.250 kVA se usarán seccionadores modulares.
•
Se utilizará un seccionador bajo carga en cada punto de transformación de capacidad igual o mayor a
750 kVA.
•
Cada 400 m el empalme convencional se sustituirá por un empalme hecho con conectores
modulares.
•
Cuando exista una transición de subterráneo a aéreo y viceversa.
4.3.2.2.
•
VARIOS CIRCUITOS PRIMARIOS EN UNA MISMA RUTA O DUCTO
No se permitirá coincidencias de conectores modulares de distintos circuitos en un mismo sótano de
empate, a menos que el espacio disponible en el sótano garantice la operación segura y confiable del
equipo.
•
Cuando exista cercanía en los puntos de seccionamiento bajo carga de dos circuitos en la misma
ruta, se utilizará un seccionador 4 vías, barra seccionada y abierta, en lugar de de dos seccionadores
2 vías. Esto se encuentra ilustrado a continuación en la figura 3.
18
Figura 3. Seccionamiento Bajo Carga de Dos Circuitos en la Misma Ruta.
4.3.3.
•
INTERCONEXIONES
Se deberán interconectar los troncales de tal manera que un circuito pueda ser recuperado al menos
por otros dos.
•
Se deberá facilitar interconexión a todo bloque de 1.250 kVA de demanda o más.
•
Ubicar un punto de interconexión aproximadamente en la mitad de la demanda de la carga radial a
recuperar.
•
No se permite la interconexión de más de dos circuitos en un mismo seccionador.
A continuación, en la figura 4, se muestra la disposición de los seccionadores e interruptores de
interconexión y la distribución de la carga en condición normal.
19
Figura 4. Distribución de Cargas e Interconexiones de un Circuito de Distribución [10].
La distribución de carga e interconexiones, ante una falla son operadas como se muestra en la figura
5, logrando de esta manera asistir la carga perdida debido a la falla.
Figura 5. Esquema de la Recuperación de la Carga en un Circuito Fallado [10].
4.3.4.
SALIDA DE SUBESTACIONES
Se instalarán equipos de seccionamiento en la salida de dos circuitos de un mismo interruptor de la
subestación (circuitos de dos copas), se instalará dentro de la misma un seccionador de 4 vías con barra
20
seccionada y abierta automatizable, para seccionar las dos copas del circuito. Una de las salidas será
equipada con indicadores de falla. Esto se encuentra ilustrado a continuación en la figura 6.
Figura 6. Seccionamiento de Circuitos Doble Copa.
Además de conocer las reglas anteriores, es importante tener presente las siguientes
consideraciones:
•
La ubicación preferida será en el punto de transformación, de esta manera podrá dársele a este
elemento emergencia manual y reducir el costo de seccionamiento.
•
Para circuitos primarios de doble copa, la regla se aplicará a cada copa por separado.
•
La ubicación de equipos de seccionamiento en el troncal deberá elegirse preferiblemente en un lugar
inmediato a la derivación de un circuito ramal, a fin de poder facilitar los traspasos de carga de un
sector de circuito a otro circuito primario o a otra parte del mismo circuito.
21
4.4.
CAPACIDAD FIRME [10]
La capacidad firme es la capacidad que se debe manejar para el diseño de una subestación ante
posibles salidas forzadas de unidades de transformación, es la capacidad firme. La capacidad firme está
dada por:
CF = C ⋅ (N − 1) < kVA >
Donde:
(5.1)
N: Número de transformadores.
C: Factor que considera la sobrecarga en situación de emergencia.
kVA: Es la capacidad nominal de un transformador.
La capacidad firme, ante condiciones de emergencia, permite seguir supliendo de forma segura y
continua, sin tener que recurrir, por ejemplo, a la interconexión de circuitos provenientes de otras
subestaciones.
En el proceso de planificación la demanda actual y la demanda estimada no deben superar la
capacidad firme de la subestación.
En todas las subestaciones se trata de tener todas las unidades de transformación de la misma
capacidad nominal. De esta manera se logra obtener una capacidad firme más elevada, lo que implica
una mayor capacidad para suplir la demanda en caso de posibles contingencias.
La Electricidad de Caracas trabaja con un máximo de
subestación.
cuatro unidades de transformación por
22
4.5.
CRITERIO DE INTERRUPCIONES PERMISIBLES [10]
Las interrupciones generan un costo a la Empresa por varias razones:
a. El costo del manejo de las fallas debido:
•
Al uso de cuadrillas especializadas en estas tareas.
•
Al personal del centro de control de operaciones.
•
La reposición de equipos dañados.
b. El costo de la energía no vendida durante la interrupción.
c.
Las sanciones legales en las que se pudiera incurrir.
Para la EDC el costo de falla aceptable es de dos por ciento de la venta de energía en el circuito.
4.6.
CRITERIO DE CARGA DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN [10]
Este criterio se usa para elegir la capacidad nominal de transformadores de distribución que resulta en
la operación más económica para una demanda dada o estimada. Este criterio supone una carga
constante en el transformador desde su instalación, que será la carga máxima estimada o medida en
cada caso.
Para determinar el rango de carga en el cual resulta más económica la aplicación de cada
transformador, el costo anual de operación se calcula en función de la carga en kVA. En el cálculo de
este costo interviene el costo de las pérdidas en el transformador, así como el cargo fijo anual de la
inversión, evaluados para el número de años de vida útil esperada en el transformador. Esta vida útil
depende de la demanda, de la forma del ciclo de carga y de la temperatura ambiente. El cálculo se
efectúa para cada una de las capacidades y tipos de instalación normalizados, ya sea en sótanos, en
casillas o en postes.
23
Cuando se trata de transformadores existentes, su reemplazo por uno de mayor capacidad se
efectuará cuando su carga alcance el valor límite a partir del cual es más económico el uso de una
capacidad mayor.
Si se trata de un aumento de carga, la elección del nuevo transformador se hará como en el caso de
una instalación nueva, a partir del valor de la nueva carga incrementada.
En cuanto al factor de de carga se usa un valor de 0,50 (50 por ciento) para cargas residenciales, 0,75
(75 por ciento) para cargas tipo comercial y tipo mixto, es decir de uso combinado tanto residencial como
comercial, en las cuales la demanda comercial sea mayor o igual al 20 por ciento de la demanda total
estimada.
A continuación se presentan las tablas utilizadas por la EDC para la selección óptima de reemplazo de
unidades de transformación sobrecargadas.
Tabla 3. Operación Óptima y Carga de Reemplazo de Transformadores en Sótano [2].
Factor de Carga hasta 60 %
Capacidad
Nominal kVA
Factor de Carga 75 %
Límite de Carga
Rango de
Límite de Carga
Rango de
Operación Óptima para Reemplazo Operación Óptima para Reemplazo
kVA
kVA
kVA
kVA
150
0 - 180
200
0 - 165
175
300
180 - 375
400
165 - 325
345
500
375 - 650
700
325 - 550
610
750
650 - 950
1000
550 - 820
850
1000
950 - 1250
1350
820 - 1100
1150
24
Tabla 4. Operación Óptima y Carga de Reemplazo de Transformadores en Casilla [2].
Capacidad
Nominal kVA
Rango de
Límite de Carga
Rango de
Límite de Carga
kVA
kVA
kVA
kVA
3 x 50
0 - 210
230
0 - 180
195
3x 100
210 - 400
430
180 - 350
375
3 x 167,5
400 - 650
720
350 - 555
610
3 x 250
650 - 1000
1100
555 - 1100
920
Tabla 5. Operación Óptima y Carga de Reemplazo de Transformadores en Postes [2].
Capacidad
Nominal kVA
4.7.
Rango de
Límite de Carga
Rango de
Límite de Carga
kVA
kVA
kVA
kVA
3 x 10
0 - 42
45
0 - 36
38
3 x 15
42 - 64
68
36 - 55
58
3 x 25
64 - 104
112
55 - 90
94
3 x 50
104 - 210
240
90 - 180
205
3 x 100
210 - 425
440
180 - 360
375
CRITERIO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS [10]
En este criterio, el planificador debe considerar si es económicamente viable la aplicación de
compensadores con el propósito de reducir pérdidas y problemas de caída de tensión en los circuitos
pertenecientes a la red de distribución. La compensación se instalará preferiblemente en el troncal del
circuito o cerca de las cargas que presenten problemas de caídas de tensión.
25
El criterio EDC establece que las pérdidas activas no deben superar el valor referencial de tres por
ciento de la potencia activa total entregada por circuito, pero si el planificador durante su estudio
determina que económicamente es más viable permitir la existencia de un porcentaje mayor de pérdidas
técnicas que realizar la inversión para disminuirlas, se considerará que estas pérdidas por encima del tres
por ciento son las pérdidas activas aceptables para dicho circuito.
CAPÍTULO 5
5. METODOLOGÍA
Todo proceso de planificación debe de ser llevado a cabo siguiendo una serie de pasos que permitan
realizar el trabajo de una manera rápida, ordenada, completa y efectiva. En el departamento de
planificación de La Electricidad de Caracas, existe una metodología definida, la cual fue utilizada durante
la realización de este trabajo. Esta metodología consta de los siguientes pasos:
5.1.
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
Es una etapa fundamental durante el proceso de planificación, ya que esta información es la que será
utilizada para realizar todos los análisis de los circuitos estudiados. Si la data reunida proviene de fuentes
erradas, se corre el riesgo de analizar algo que no es correcto, por lo que, es importante siempre verificar
que la data sea acertada, y en lo posible corroborarla con distintas fuentes. La información utilizada para
los estudios de corto plazo de los circuitos estudiados en este trabajo fue obtenida de las siguientes
fuentes:
5.1.1.
PLANOS DE OPERACIÓN Y PLANOS MACRO
Los planos de operación son un reflejo con buena exactitud de lo que es el circuito de distribución, en
ellos puede encontrase mucha información importante para nuestro estudio, desde rutas de operación,
clientes, kVA Instalados, entre otros.
26
27
Es importante verificar que los planos estén actualizados, ya que diariamente se realizan cambios en
los circuitos de distribución. El equipo de planificación mantiene una convención de colores, para
distinguir los cambios realizados de las solicitudes que aun estén por ejecutarse:
•
Las solicitudes de proyectos se dibujan en los planos de operación en color rojo.
•
Los proyectos ya ejecutados se dibujan en los planos de operación en color azul.
De los planos de operación se obtienen los calibres de los conductores, servicios suplidos, tipos de
conexión, capacidad instalada, seccionamientos, interconexiones y equipos de protección. Todo esto
claramente identificado con las normas de la empresa.
5.1.2.
REGISTROS DE PD’S E ID’S POR CIRCUITO
Es un registro actualizado en el cual se muestran los componentes de un circuito: seccionadores,
transformadores, interruptores, bancos de compensación, protecciones, entre otros. Este registro muestra
datos como código de identificación, tipo de instalación, ubicación, etc.
5.1.3.
HISTÓRICO DE DEMANDAS
Mediante el SCADA es posible obtener registros de demandas en tiempo real según el caso:
demandas máximas por circuito y por barra, nivel de tensión, etc. Todos estos datos permiten calcular el
factor de potencia, factor de carga, factor de pérdida y potencia aparente. Este registro se realiza cada
quince minutos, por lo que siempre se pueden obtener valores actualizados. Para este estudio se utilizó
la demanda registrada para el período 2006-2007.
28
5.1.4.
REPORTES DE FALLA Y DE CALIDAD DE SERVICIO [1]
Estos reportes son un registro de todas las fallas que han sido detectadas en cada circuito en un
período específico. Contiene la fecha en que ocurrió la falla, la causa, su duración, la ubicación, el tramo
y/o equipo fallado y los MVAmin interrumpidos.
5.1.5.
SOLICITUD DE PROYECTOS
Son reportes de los cuales se obtienen futuras modificación que van a ocurrir en los circuitos, pueden
ser proyectos de corto, mediano y largo plazo. Pueden ser de procedencia externa (nuevos clientes) o
interna (generada por la empresa). Para el caso de corto plazo, los proyectos que se toman en cuentan
son aquellos que involucren traspasos de carga, adecuaciones de circuitos ya existentes, cambios de
calibre, instalación de bancos de capacitores, creación de nuevos seccionamientos y nuevas
interconexiones.
5.2.
SIMULACIÓN DE LAS CONDICIONES ACTUALES DEL SISTEMA [11]
Mediante la simulación de los circuitos es posible conocer las condiciones actuales de operación de
los mismos, de esta forma es posible contemplar cuales son sus aspectos críticos de funcionamiento y
verificar el cumplimiento de las normativas y criterios de diseño. Es necesario realizar la simulación bajo
dos condiciones de operación:
5.2.1.
CONDICIÓN NORMAL DE OPERACIÓN
De acuerdo a las condiciones de operación establecidas como operación habitual del circuito, es decir,
con sus cargas conectadas normalmente y la demanda actual, se realiza un análisis del circuito que
29
permita conocer los porcentajes de caída de tensión, carga en las líneas, pérdidas técnicas y otros
aspectos del diseño del circuito
5.2.2.
CONDICIÓN DE EMERGENCIA
Estudia la capacidad del circuito para dar respaldo a otros circuitos aledaños que por avería, falla o
interrupción programada no puedan servir por si mismos su demanda, esta operación se realiza en
conjunto a otro circuito emergente adyacente. Estudiar esta condición permite conocer la capacidad
máxima de potencia que se puede entregar a través de cada uno de los ID’s de interconexión, sin que el
circuito tenga problemas de sobrecarga o excesiva caída de tensión.
5.3.
SIMULACIÓN DE LAS CONDICIONES FUTURAS DEL SISTEMA
Esta condición contempla el estudio del comportamiento del circuito ante el crecimiento esperado de
la demanda, y el impacto que genera en la red la realización de los proyectos pendientes en la actualidad.
De igual manera que en las condiciones actuales de operación, se realiza la simulación del circuito en las
condiciones de operación normal y en emergencia, para verificar su funcionamiento.
Para este trabajo, se toma el crecimiento vegetativo y demanda estimada por cada subestación para
los años 2007 y 2008 ya calculados por la Electricidad de Caracas y dicha demanda se extrapoló a cada
circuito en la misma proporción.
5.4.
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Con los datos obtenidos en los pasos anteriores, es posible ya tener una idea clara de donde se
encuentra los puntos críticos del circuito, mientras este opera en condiciones normales o en condiciones
30
de emergencia. En el caso de existir violaciones de las normas de diseño, el planificador debe ser capaz
de entender cual es la causa de las mismas y por lo tanto tener una idea de cómo hallar una solución.
5.5.
ESTUDIO DE SOLUCIONES TÉCNICAS [10]
El planificador no debe ser sólo capaz de idear una estrategia técnicamente posible, sino que debe
considerar las factibilidades económicas de la misma. De manera que el estudio pueda tener como
resultado una solución realista y coherente. Las estrategias planteadas deben tener en cuenta criterios
técnicos, económicos y ambientales. Si existen circuitos que no cumplan con los criterios de diseño se
deben plantear estrategias que permitan solucionar estos problemas.
Durante estos estudios es importante que toda solución tenga un respaldo de factibilidad y vialidad de
ejecución, para ello es necesario tomar en cuenta las ventajas y desventajas de cada propuesta y los
costos de implementación. Todos estos factores en conjunto es lo que se considera como solución
técnico-económica más viable.
También es necesario realizar las simulaciones de los circuitos con las estrategias planteadas con la
finalidad de analizar que con las mismas se están obteniendo los resultados deseados y además no
incurran en nuevas violaciones.
5.6.
ELABORACIÓN DE ANTEPROYECTOS
Una vez planteadas las posibles estrategias de solución, se diseñan de manera detallada en planos
de operación, las acciones que se proponen y los materiales necesarios para llevarlos a cabo.
31
•
Realización de modificaciones de planos existentes de manera que muestren las maniobras a
realizar, equipos y conductores a retirar, equipos y conductores a instalar y obras civiles requeridas.
•
Elaboración de presupuestos de los anteproyectos, en los que se estiman costos, usando unidades
de construcción.
•
Cálculo de la rentabilidad y el período de recuperación de inversión.
En el capítulo 8 de este informe podrá ser observado en detalle la aplicación de las acciones
anteriormente descritas para los circuitos estudiados.
CAPÍTULO 6
6. EVALUACIÓN ECONÓMICA [9]
Una vez realizadas todas las evaluaciones técnicas para los circuitos en estudio, es necesario saber y
corroborar si todos los proyectos generados serán beneficiosos para la empresa desde el punto de vista
económico. Del análisis económico se podría rechazar algunas de las soluciones por no resultar rentable
para la empresa, sin embargo no hay que perder de vista que es imprescindible adecuar toda la red
existente dentro de los rangos establecidos por las normas de planificación de la Electricidad de Caracas.
6.1.
EFIPRO
El análisis económico en La Electricidad de Caracas se realiza mediante la ayuda de un programa
computacional llamado EFIPRO, desarrollado en la EDC, que trabaja en ambiente EXCEL. Este
programa evalúa el VPN (valor presente neto) de la inversión y el TIR (tasa interna de retorno).
Si el VPN de un proyecto resulta un número positivo significará que la inversión es rentable y por lo
tanto podrá ser considerada como una estrategia viable para la solución de la problemática del sector
analizado por el planificador. Por el contrario, si el VPN de un proyecto resulta un número negativo
significará que la inversión no es rentable.
En la figura 7 se muestra la página de entrada del programa EFIPO, en ella se pueden observar las
entradas del programa para ingresar datos y acceder a la información calculada, además de un resumen
del presupuesto requerido y el aprobado para cada región.
32
33
Figura 7. Página de Presentación de EFIPRO
6.2.
FACTORES ECONÓMICOS
6.2.1.
VALOR PRESENTE NETO
Es un método de evaluación de proyectos de inversión que permite calcular el valor presente de un
determinado número de flujos de carga futuros, consiste en la sumatoria de la inversión y los flujos a
futuro descontados a valor presente. Para calcular el valor presente neto, la inversión requerida inicial
debe considerarse con signo negativo desde el período cero, de manera que un resultado positivo
significará rendimientos superiores a la tasa de descuento utilizada, por el contrario, un resultado
negativo indicará que el rendimiento estará por debajo de la tasa de descuento demostrando así que el
proyecto no es viable. En proyectos mutuamente excluyentes, se debe escoger el proyecto cuyo VPN sea
mayor. Su cálculo se expresa como en la ecuación 6.1.
34
n
VPN = ∑
t =1
Donde:
6.2.2.
FEt
(1 + K )t
−λ
FEt:
Flujo efectivo presente.
λ:
Inversión inicial del proyecto.
K:
Tasa del costo del capital de la empresa.
n:
Años de flujos futuros
(6.1)
TASA INTERNA DE RETORNO
Es la tasa de corte de capital que iguala el VPN a cero. En otras palabras, es la tasa que iguala la
inversión a los flujos a futuro descontados a valor presente. Su cálculo se expresa como en la ecuación
6.2.
n
0=∑
t =1
FEt
(1 + TIR )t
−λ
(6.2)
Hay que destacar que cuando se involucran varios subproductos dentro de un proyecto, habrá que
analizar el VPN del conjunto, es decir puede que alguno de ellos resulte con un VPN negativo, pero el
VPN total resulte positivo debido a que los otros proyectos son rentables. Por lo tanto, la estrategia en
conjunto de una solución, será considerada de una manera global y no individualmente.
6.3.
VARIABLES DE ENTRADA DEL PROGRAMA EFIPRO
Como se mencionó anteriormente EFIPRO es un programa computacional desarrollado en la EDC,
que trabaja en ambiente EXCEL. Para que el mismo realice los cálculos del VPN de la inversión y el TIR
es necesario introducir una serie de variables necesarias en una de sus hojas de cálculo, para ingresar
35
dichas variables es necesario acceder en lo opción de “INGRESAR DATOS” en la página de inicial
mostrada en la figura 7. Dichas variables se describen a continuación.
6.3.1.
TIPO DE PROYECTO O ANTEPROYECTO A REALIZAR
Se especifica si es de adecuación de la red, de expansión, cambio de tensión, nuevas
interconexiones, traspaso de carga, compensación reactiva u otros.
6.3.2.
DEMANDA
La demanda de cada uno de los circuitos involucrados antes y después de realizar los cambios,
adecuaciones o traspasos.
6.3.3.
EL PORCENTAJE DE TASA DE CRECIMIENTO INTERANUAL
Se especifica la tasa de crecimiento anual, la cual es una aproximación lineal del crecimiento total de
la demanda, pues para calcular esta tasa sólo se requieren la demanda actual, la demanda futura y el
año en el que ocurre esta última.
6.3.4.
NIVEL DE DENSIDAD
Es la relación entre los kVA Instalados y los km de longitud de cada uno de los circuitos involucrados,
el nivel de densidad es determinado mediante la tabla 6 que se muestra a continuación:
Tabla 6. Rango de niveles de densidad por alimentador.
Nivel de Densidad por Alimentador
Rango
Muy Alta Densidad
Densidad > 1000 kVA/km
Alta Densidad
550 kVA/km < Densidad ≤ 1000 kVA/km
36
6.3.5.
Nivel de Densidad por Alimentador
Rango
Mediana Densidad
Baja Densidad
Muy Baja Densidad
Densidad ≤ 75 kVA/km
PÉRDIDAS
Las pérdidas del circuito correspondiente a la demanda antes de realizar los cambios, y las pérdidas
del circuito correspondiente a la demanda después de la estrategia de cambios.
6.3.6.
CAPACIDAD TOPE
La capacidad tope (kVA que correspondan al 67 por ciento de la capacidad de emergencia del
circuito), las pérdidas que correspondan a ese valor antes y después de los cambios.
6.3.7.
FRECUENCIA MEDIA DE INTERRUPCIONES
Este término involucra la relación del número de interrupciones que existen por kVA instalados. Su
cálculo se expresa como en la ecuación 6.3.
n
FMIK j =
Donde:
∑ kVAfs(i) j
i=1
(6.3)
kVAinstj
n:
Número de interrupciones.
kVAfs(i)j:
Cantidad de kVA de demanda fuera de servicio en la interrupción (i) del
alimentador (j).
kVAinstj:
Capacidad instalada en kVA en el alimentador (j).
37
6.3.8.
TIEMPO TOTAL DE INTERRUPCIONES
Es el tiempo total que permaneció fuera de servicio los kVA instalados involucrados en la falla. Su
cálculo se expresa como en la ecuación 6.4.
(kVAfs(i) j ⋅ Tfs(i) j)
kVAinstj
i=1
n
TTIK j = ∑
Donde:
(6.4)
Tfs(i)j:
Tiempo en que el circuito permaneció sin servicio.
kVAfs(i)j:
Cantidad de kVa de demanda fuera de servicio en la interrupción (i) del
alimentador (j).
kVAinstj:
6.3.9.
Capacidad instalada en kVA en el alimentador (j).
COSTO TOTAL DE LA INVERSIÓN
Finalmente se especifica el costo total de la inversión y cuanto va a ser el período total de duración de
la misma. En el corto plazo se coloca un periodo de dos años.
En el capítulo 8 se detallan los resultados de la aplicación del programa EFIPRO a la planificación a
corto plazo de los 31 circuitos bajo estudio.
En la figura 8 se puede observar un ejemplo de la página de ingreso de las variables descritas
anteriormente.
38
Figura 8. Página de Ingreso de Variables.
CAPÍTULO 7
7. ESTUDIO DE LOS CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN A CORTO PLAZO
A continuación se presentan los resultados del estudio de planificación a corto plazo de 31 circuitos
pertenecientes a diferentes subestaciones, de las regiones centro y oeste, de la red de servicio eléctrico
de La Electricidad de Caracas.
7.1.
CARACTERÍSTICA DE LOS CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN
En la tabla 7 se aprecian las características generales de los circuitos de distribución a evaluar:
Tabla 7. Características Generales de los Circuitos de Distribución.
Circuito
Voltaje
Operación
kV
kVA
Instalados
Densidad
Longitud km
kVA/km
Clasificación
ART - A10
4,80
4.315,00
4,864
887,13
Alta Densidad
CAT - A05
4,80
3.970,00
6,942
571,88
Alta Densidad
CAT - A11
4,80
5.537,50
8,433
656,65
Alta Densidad
CDA - A03
4,80
4.100,00
4,473
916,61
Alta Densidad
CDA - A08
4,80
4.837,50
4,165
1161,46
CDA - A10
4,80
6.958,50
5,430
1281,49
CDA - A13
4,80
9.185,00
10,113
908,24
CDT - A01
12,47
8.597,00
2,703
3180,54
CDT - A03
12,47
12.100,00
3,999
3025,76
39
Muy Alta
Densidad
Muy Alta
Densidad
Alta Densidad
Muy Alta
Densidad
Muy Alta
Densidad
40
Circuito
Voltaje
Operación
kV
kVA
Instalados
Densidad
Longitud km
kVA/km
Clasificación
CDT - A06
12,47
12.352,50
5,330
2317,54
Muy Alta
Densidad
CTN - A08
4,80
2.700,00
2,287
1180,59
Muy Alta
Densidad
CTN - A11
4,80
3.200,00
1,563
2047,34
JMI - A06
4,80
5.902,50
5,122
1152,38
JMI - A13
4,80
8.787,50
10,129
867,56
Alta Densidad
MRY - A01
4,80
5.200,00
5,401
962,78
Alta Densidad
MRY - A14
4,80
4.200,00
4,616
909,88
Alta Densidad
PND - A03
4,80
5.387,50
2,106
2558,17
PND - A10
4,80
5.802,50
17,904
324,09
PUN - A03
12,47
19.302,50
3,719
5190,24
PUN - A04
12,47
16.702,50
6,647
2512,79
PUN - A06
12,47
12.304,00
5,018
2451,97
PUN - A07
12,47
11.255,00
3,444
3268
PUN - B01
12,47
21.600,00
6,325
3415,02
PUN - B02
12,47
16.902,50
5,442
3105,94
PUN - B03
12,47
14.717,50
4,146
3549,81
PUN - B04
12,47
15.327,50
4,048
3786,44
PUN - B05
12,47
22.900,00
5,137
4457,85
ROS - B09
12,47
11.150,00
5,249
2141,76
ROS - C04
12,47
8.875,00
3,737
2421,56
SRO - A08
4,80
5.557,50
9,009
621,85
Alta Densidad
SRO - B03
4,80
6.330,00
5,804
1076,16
Muy Alta
Densidad
Muy Alta
Densidad
Muy Alta
Densidad
Muy Alta
Densidad
Mediana
Densidad
Muy Alta
Densidad
Muy Alta
Densidad
Muy Alta
Densidad
Muy Alta
Densidad
Muy Alta
Densidad
Muy Alta
Densidad
Muy Alta
Densidad
Muy Alta
Densidad
Muy Alta
Densidad
Muy Alta
Densidad
Muy Alta
Densidad
41
A partir de la tabla 7 es posible observar que el 3,23 por ciento de los circuitos a evaluar son de
Mediana Densidad, 29,03 por ciento son de Alta Densidad y 67,74 por ciento son de Muy Alta Densidad.
De igual forma es posible observar, que el 54,84 por ciento de los circuitos a evaluar operan a un nivel de
tensión de 4,80 kV y 45,16 por ciento operan a un nivel de tensión de 12,47 kV.
7.1.1.
CLIENTES IMPORTANTES
Los clientes, son la razón de ser la empresa, ya que a ellos es a quien La Electricidad de Caracas
debe la calidad de servicio. En una red se encuentran muchos tipos de cargas, para este estudio sólo se
tendrá consideraciones especiales con circuitos que contengan cargas especiales, entiéndanse
hospitales, clínicas, entidades de servicio público e industrias, que debido a la asistencia que brindan, no
pueden ser nunca dejadas sin distribución de servicio eléctrico.
Dentro del grupo de circuitos estudiados aproximadamente 10 % de los clientes son centros de salud,
16 % son medios de comunicación, 16 % son entidades de servicio público, 29 % son bancos y 10 %
ministerios gubernamentales.
Es importante destacar que toda estrategia planteada fue elaborada tanto para llevar las condiciones
de operación de los circuitos a funcionar dentro de las normas de diseño, así como brindar una mejor
calidad de servicio a todos sus clientes.
7.2.
CONDICIONES OPERATIVAS ACTUALES
Consiste en estudiar en que condiciones de operación se encuentran los circuitos. Para esta condición
se utiliza la demanda registrada para el periodo 2006-2007.
42
En la tabla 8 se muestra de manera resumida las condiciones de operación actuales para los circuitos
de distribución, los resultados que aquí se encuentran fueron obtenidos de realizar la simulación de las
condiciones de operación actual mediante la utilización del programa computacional ASP:
Tabla 8. Condición Actual de los Circuitos de Distribución.
Circuito
*
Demanda
Conductor
kVA
Cap.
Emerg.
%
Cap.
Normal
%
V. Mín.
%
Pérdidas
kW
%
ART - A10
3.000
CD9882_1
500MCM*
99
105
91,5
132,60
4,42
CAT - A05
2.500
LD1544_8
1/0**
133
160
93,7
148,30
5,93
CAT - A11
2.500
CD4672_1
250MCM*
100
125
99,0
38,7
1,55
CDA - A03
2.950
CD2334_2
500MCM*
116
145
95,4
77,59
2,63
CDA - A08
3.200
CD2360_1
500MCM*
87
112
97,5
39,04
1,22
CDA - A10
3.900
LD2330_5
#2**
180
216
91,8
138,84
3,56
CDA - A13
3.000
CD2304_7
#2*
89
110
97,2
48,60
1,62
CDT - A01
5.770
CD7300_1
500MCM*
60
78
99,7
10,96
0,19
CDT - A03
5.680
CD12773_8 500MCM*
59
77
99,6
11,93
0,21
CDT - A06
5.190
CD7488_1
250MCM*
74
93
99,2
25,43
0,49
CTN - A08
2.500
CD2618_2
500MCM**
85
102
99,1
15,25
0,61
CTN - A11
1.500
CD2631_1
500MCM*
41
53
99,6
3,45
0,23
JMI - A06
2.500
CD1973_
2/0MCM*
66
80
98,2
24,25
0,97
JMI - A13
4.000
LD2702_1
250MCM*
95
114
96,3
62,80
1,57
MRY - A01
3.600
CD2642_2
2/0MCM*
200
250
96,1
88,56
2,46
MRY - A14
3.000
CD2760_1
500MCM*
82
106
96,3
70,20
2,34
PND - A03
2.430
CD2829_1 500MCM***
81
97
99,6
6,56
0,27
PND - A10
2.600
CD2977_2
250MCM*
112
135
93,9
155,22
5,97
Polietileno aislamiento para 15 kV.
***
Goma neopropeno.
**
Calibre
43
Circuito
Demanda
Conductor
kVA
Calibre
Cap.
Emerg.
%
Cap.
Normal
%
V. Mín.
%
Pérdidas
kW
%
PUN - A03
7.500
CD4515_1
500MCM*
37
50
99,6
12,00
0,16
PUN - A04
6.000
CD5402_8
250MCM*
48
60
99,5
11,40
0,19
PUN - A06
6.000
CD9913_9
250MCM*
30
40
99,6
10,20
0,17
PUN - A07
5.400
CD4589_1
2/0*
68
85
99,7
5,40
0,10
PUN - B01
10.000
CD4785_4
500MCM*
50
61
99,4
21,00
0,21
PUN - B02
6.700
CD5573_1
500MCM*
54
70
99,6
14,07
0,21
PUN - B03
7.000
CD7733_1
250MCM*
51
63
99,4
15,40
0,22
PUN - B04
5.800
CD5700_1
250MCM*
38
48
99,7
6,38
0,11
PUN - B05
7.400
CD8397_1
500MCM*
54
69
99,6
17,02
0,23
ROS - B09
3.500
CD4190_3
250MCM*
33
42
99,8
3,85
0,11
ROS - C04
6.400
CD4472_8
250MCM*
73
92
99,5
21,12
0,33
SRO - A08
2.300
CD3148_5 500MCM***
72
88
94,5
90,39
3,93
SRO - B03
2.920
CD3140_3
250MCM**
118
141
95,3
88,48
3,03
CD es la nomenclatura que utiliza la EDC para referirse a cables de distribución subterráneos y LD
para referirse a líneas de distribución aéreas, el número que le sigue es el código que diferencia los
distintos conductores.
En la tabla 8 se puede apreciar las condiciones de operación actual de los circuitos, se muestra la
demanda máxima, la capacidad de emergencia y capacidad normal del conductor, voltaje mínimo y las
pérdidas técnicas por circuito de distribución, también se detalla el conductor al que pertenece la violación
de capacidad de emergencia máxima en el circuito dado por la demanda máxima
44
7.2.1.
PROBLEMAS DE CALIDAD Y EFICIENCIA
7.2.1.1.
VIOLACIÓN DE LA CAPACIDAD DE EMERGENCIA DEL CONDUCTOR
De acuerdo a la tabla 8, aproximadamente el 58 por ciento de los circuitos presentan violaciones de la
capacidad de emergencia del conductor. Este valor se desglosa de la siguiente manera:
aproximadamente 16 por ciento presentan violación del 2/3 la capacidad de emergencia del conductor, el
26 por ciento presentan violación de la capacidad normal del conductor y 16 por ciento presentan
violación de la capacidad de emergencia del conductor.
Violación de la Capacidad de Emergencia del Conductor por Circuito
% Violación de la Capacidad de Emergencia
250
200
150
100
50
SRO - B03
SRO - A08
ROS - C04
PUN - B05
ROS - B09
PUN - B04
PUN - B03
PUN - B02
PUN - B01
PUN - A07
PUN - A06
PUN - A04
PUN - A03
PND - A10
PND - A03
MRY - A14
JMI - A13
MRY - A01
JMI - A06
CTN - A11
CTN - A08
CDT - A06
CDT - A03
CDT - A01
CDA - A13
CDA - A10
CDA - A08
CAT - A11
CDA - A03
CAT - A05
ART - A10
0
Circuitos
Figura 9. Violación de la Capacidad de Emergencia de los Circuitos de Distribución.
En la figura 9, la línea roja representa el 67 por ciento de la capacidad de emergencia del conductor,
todo porcentaje mayor al mismo se considera fuera de las normas de diseño. Según el gráfico Artigas
A10, Catia A05, Catia A11, Cañada A03, Cañada A08, Cañada A10, Cañada A13, Candilito A06, Castán
45
A08, Juan Miranda A13, Maury A01, Maury A14, Pineda A03, Pineda A10, Punceres A07, Rosal C04,
Santa Rosa A08 y Santa Rosa B03 se encuentran fuera de las normas de diseño.
7.2.1.2.
VARIACIÓN DEL NIVEL DE TENSIÓN
En lo que respecta al rango de variación de la tensión, según la tabla 8, 16 por ciento de los circuitos
presentan voltajes por debajo del rango de operación de la tensión.
Voltaje Mínimo por Circuito
102
% de Voltaje Mínimo por Circuitos
100
98
96
94
92
90
88
SRO - B03
SRO - A08
ROS - C04
PUN - B05
ROS - B09
PUN - B04
PUN - B03
PUN - B02
PUN - B01
PUN - A07
PUN - A06
PUN - A04
PUN - A03
PND - A10
PND - A03
MRY - A14
JMI - A13
MRY - A01
JMI - A06
CTN - A11
CTN - A08
CDT - A06
CDT - A03
CDT - A01
CDA - A13
CDA - A10
CDA - A08
CAT - A11
CDA - A03
CAT - A05
ART - A10
86
Circuitos
Figura 10. Voltaje Mínimo para los Circuitos de Distribución.
En la figura 10, la línea roja representa el 95 por ciento del voltaje de operación, todo porcentaje
menor al mismo y todo porcentaje mayor al 105 por ciento se encuentra fuera de las normas de diseño.
Según el gráfico Artigas A10, Catia A05, Cañada A10, Pineda A10 y Santa Rosa A08 se encuentra por
debajo del rango de variación del voltaje.
46
7.2.1.3.
PÉRDIDAS TÉCNICAS
Las pérdidas técnicas registradas en el grupo de circuitos estudiados oscilan entre 0,10 y 5,97 por
ciento. Para este informe tomamos como valor referencial el 3 por ciento aunque ello no signifique que un
circuito que sobrepase dicho valor necesariamente esté fuera de norma.
Pérdidas Técnicas Máximas por Circuito
7
6
% Pérdidas Técnicas
5
4
3
2
1
SRO - B03
SRO - A08
ROS - C04
PUN - B05
ROS - B09
PUN - B04
PUN - B03
PUN - B02
PUN - B01
PUN - A07
PUN - A06
PUN - A04
PUN - A03
PND - A10
PND - A03
MRY - A14
JMI - A13
MRY - A01
JMI - A06
CTN - A11
CTN - A08
CDT - A06
CDT - A03
CDT - A01
CDA - A13
CDA - A10
CDA - A08
CAT - A11
CDA - A03
CAT - A05
ART - A10
0
Circuitos
Figura 11. Pérdidas Técnicas para los Circuitos de Distribución.
En la figura 11, la línea roja representa el límite referencial para las pérdidas técnicas (3 por ciento).
Según el gráfico Artigas A10, Catia A05, Cañada A10, Pineda A10, Santa Rosa A08 y Santa Rosa B03
requieren de un estudio adicional para determinar si poseen pérdidas técnicas ideales para sus
condiciones de operación.
47
7.2.1.4.
OTROS
Con la lista de equipos y características de operación de los 31 circuitos de distribución estudiados,
obtenida mediante el SIMIP (Sistema Integrado de Mantenimiento de la Información de los Planos de La
Electricidad de Caracas), se pudo observar que 42 % de los circuitos presentaban unidades de
transformación de distribución sobrecargadas.
Los circuitos que presentan unidades de transformación sobrecargadas son: Artigas A10, Catia A05,
Catia A11, Cañada A03, Cañada A08, Cañada A10, Cañada A13, Juan Miranda A13, Maury A01,
Punceres B01, Punceres B02, Santa Rosa A08 y Santa Rosa B03.
7.2.2.
7.2.2.1.
PROBLEMAS DE SECCIONAMIENTOS
EQUIPOS DE SECCIONAMIENTO
En lo que respecta a los seccionamientos, evaluando los circuitos se determinó que aproximadamente
13 por ciento de los circuitos presentan problemas de seccionamientos. Este valor se desglosa de la
siguiente manera: necesidad de incorporación de seccionamiento debido a cambio entre líneas aéreas a
subterráneas y viceversa 6,45 por ciento, necesidad de reemplazo de seccionamiento debido a sobreutilización del equipo actual 3,23 por ciento y necesidad de agregar una interconexión 3,23 por ciento. Lo
anteriormente descrito se puede apreciar en la figura 12.
48
Problemas de Seccionamientos
3,23%
3,23%
6,45%
87,10%
Interconexión
Reemplazo
Falta
Sin Problemas
Figura 12. Problemas de Seccionamiento de los Circuitos de Distribución.
7.2.2.2.
RECUPERABILIDAD EN CONDICIÓN DE EMERGENCIA
Al evaluar los circuitos se determinó que en condición de falla; 48,39 por ciento de los circuitos es
totalmente recuperable por sus interconexiones. De los aproximadamente 52 por ciento restantes, los
problemas de recuperabilidad se desglosan de la siguiente manera: 16,13 por ciento son totalmente
irrecuperables por sus interconexiones, es decir, que no se puede recuperar ninguna parte de la
demanda si el circuito presenta alguna falla; y parcialmente recuperables 34,48 por ciento, son circuitos
cuyas interconexiones le permiten recuperar parte de la demanda en caso de fallas. Lo anteriormente
descrito se puede apreciar en la figura 13.
49
Recuperabilidad en Condición de Emergencia
35,48%
48,39%
16,13%
100 % Recuperable
0 % Recuperable
Recuperable
Figura 13. Problemas de Recuperabilidad de los Circuitos de Distribución.
7.3.
CONDICIONES OPERATIVAS FUTURA
Consiste en estudiar en que condiciones de operación se encontrarán los circuitos en el año 2008.
Se considera para su evaluación:
•
Los proyectos de adecuación pendientes por ejecutar en los años 2007 y 2008 en cada circuito, se
incluye posibles traspasos de carga entre circuitos.
•
La existencia de nuevas solicitudes para incorporar nuevos clientes con cargas de magnitud
considerable para el periodo 2007-2008.
•
Crecimiento vegetativo y demanda estimada para los años 2007 y 2008. Se considera la estimación
de demanda ya calculada por S/E y se extrapola a cada circuito en la misma proporción.
50
En la tabla 9, se muestra de manera resumida las condiciones de operación futura para los circuitos
de distribución, los resultados que aquí se encuentran fueron obtenidos de realizar la simulación de las
condiciones de operación futura mediante la utilización del programa computacional ASP:
Tabla 9. Diagnóstico para los Circuitos de Distribución.
Circuito
*
Demanda
Conductor
kVA
Cap.
Emerg.
%
Cap.
Normal
%
V. Mín.
%
Pérdidas
kW
%
ART - A10
3.111
LD1588_1
4/0****
103
109
91,2
142,17
4,57
CAT - A05
2.650
LD1544_8
1/0**
142
170
92,9
166,80
6,30
CAT - A11
2.650
CD4672_1
250MCM*
106
133
99
42,9
1,62
CDA - A03
3.029
CD2332_1
250MCM*
119
149
95,2
81,78
2,70
CDA - A08
3.286
CD2360_1
500MCM*
89
115
97,5
41,08
1,25
CDA - A10
4.005
LD2330_5
#2**
185
222
91,5
146,18
3,65
CDA - A13
3.081
CD2304_7
#2*
90
112
97,1
50,84
1,65
CDT - A01
6.190
CD7300_1
500MCM*
65
84
99,7
13,00
0,21
CDT - A03
6.094
CD12773_8 500MCM*
64
82
99,6
13,41
0,22
CDT - A06
5.568
CD7488_1
250MCM*
88
100
99,2
28,95
0,52
CTN - A08
2.880
CD2618_2
500MCM**
98
117
99,0
20,16
0,70
CTN - A11
1.728
CD2631_1
500MCM*
47
61
99,6
4,49
0,26
JMI - A06
2.574
CD1973_1
2/0*
68
82
98,2
25,48
0,99
JMI - A13
4.118
LD2702_1
250MCM**
98
117
96,2
66,30
1,61
MRY - A01
3.677
CD2642_2
2/0*
204
255
96,0
92,29
2,51
MRY - A14
3.064
CD2760_1
500MCM**
84
108
95,3
73,23
2,39
PND - A03
2.481
CD2829_1 500MCM***
83
99
99,6
6,70
0,27
***
Goma neopropeno.
****
Conductor desnudo
**
Calibre
51
Circuito
Demanda
Conductor
kVA
Calibre
Cap.
Emerg.
%
Cap.
Normal
%
V. Mín.
%
Pérdidas
kW
%
PND - A10
2.655
CD2977_2
250MCM**
115
138
93,7
160,89
6,06
PUN - A03
8.022
CD4515_1
500MCM*
40
54
99,6
13,64
0,17
PUN - A04
6.417
CD5402_8
250MCM*
50
64
99,5
13,48
0,21
PUN - A06
6.417
CD9913_9
250MCM*
32
44
99,6
11,55
0,18
PUN - A07
5.776
CD4589_1
2/0*
73
91
99,7
6,35
0,11
PUN - B01
10.696
CD4785_4
500MCM*
54
67
99,4
24,60
0,23
PUN - B02
7.166
CD5573_1
500MCM*
55
70
99,5
15,05
0,21
PUN - B03
7.487
CD7733_1
250MCM*
54
68
99,4
17,97
0,24
PUN - B04
6.203
CD5700_1
250MCM*
38
48
99,7
7,44
0,12
PUN - B05
7.915
CD8397_1
500MCM*
57
73
99,5
19,00
0,24
ROS - B09
3.829
CD4190_3
250MCM*
36
46
99,8
4,59
0,12
ROS - C04
7.001
CD4472_8
250MCM*
88
101
99,4
25,20
0,36
SRO - A08
2.245
CD3148_5
250MCM*
70
86
94,5
87,11
3,88
SRO - B03
2.850
CD3140_3
250MCM*
115
138
95,4
84,08
2,95
En la tabla 9 se puede apreciar las condiciones de operación futura de los circuitos, se muestra la
demanda máxima, la capacidad de emergencia y capacidad normal del conductor, voltaje mínimo y las
pérdidas técnicas por circuito de distribución, también se detalla el conductor al que pertenece la violación
de capacidad de emergencia máxima en el circuito dado por la demanda máxima
52
7.3.1.
7.3.1.1.
De acuerdo la tabla 9, aproximadamente el 61 por ciento de los circuitos presentan violaciones de la
capacidad de emergencia del conductor. Donde aproximadamente el 16 por ciento presentan violación
del 2/3 la capacidad de emergencia del conductor, el 19 por ciento presentan violación de la capacidad
normal del conductor y 26 por ciento presentan violación de la capacidad de emergencia del conductor.
Violación de la Capacidad de Emergencia del Conductor por Circuito
% Violación de la Capacidad de Emergencia
250
200
150
100
50
SRO - B03
SRO - A08
ROS - C04
PUN - B05
ROS - B09
PUN - B04
PUN - B03
PUN - B02
PUN - B01
PUN - A07
PUN - A06
PUN - A04
PUN - A03
PND - A10
PND - A03
MRY - A14
JMI - A13
MRY - A01
JMI - A06
CTN - A11
CTN - A08
CDT - A06
CDT - A03
CDT - A01
CDA - A13
CDA - A10
CDA - A08
CAT - A11
CDA - A03
CAT - A05
ART - A10
0
Circuitos
Figura 14. Violación de la Capacidad de Emergencia de los Circuitos de Distribución.
En la figura 14, la línea roja representa el 67 por ciento de la capacidad de emergencia del conductor,
todo porcentaje mayor al mismo se considera fuera de las normas de diseño. Según el gráfico Artigas
A10, Catia A05, Catia A11, Cañada A03, Cañada A08, Cañada A10, Cañada A13, Candilito A06, Castán
53
A08, Juan Miranda A06, Juan Miranda A13, Maury A01, Maury A14, Pineda A03, Pineda A10, Punceres
A07, Rosal C04, Santa Rosa A08 y Santa Rosa B03 se encuentran fuera de las normas de diseño.
7.3.1.2.
VARIACIÓN DEL NIVEL DE TENSIÓN
En lo que respecta al rango de variación de la tensión, aproximadamente 16 por ciento de los circuitos
presentan voltajes por debajo del rango de operación de la tensión.
Voltaje Mínimo por Circuito
102
% de Voltaje Mínimo por Circuitos
100
98
96
94
92
90
88
SRO - B03
SRO - A08
ROS - C04
PUN - B05
ROS - B09
PUN - B04
PUN - B03
PUN - B02
PUN - B01
PUN - A07
PUN - A06
PUN - A04
PUN - A03
PND - A10
PND - A03
MRY - A14
JMI - A13
MRY - A01
JMI - A06
CTN - A11
CTN - A08
CDT - A06
CDT - A03
CDT - A01
CDA - A13
CDA - A10
CDA - A08
CAT - A11
CDA - A03
CAT - A05
ART - A10
86
Circuitos
Figura 15. Voltaje Mínimo para los Circuitos de Distribución Condición Futura.
En la figura 14, la línea roja representa el 95 por cierto del voltaje de operación, todo porcentaje menor
al mismo y todo porcentaje mayor al 105 se encuentra fuera de las normas de diseño. Según el gráfico
Artigas A10, Catia A05, Cañada A10, Pineda A10 y Santa Rosa A08 se encuentra por debajo del rango
de variación del voltaje.
54
7.3.1.3.
PÉRDIDAS TÉCNICAS
Las pérdidas técnicas registradas en el grupo de circuitos estudiados oscilan entre 0,11 y 6,30 por
ciento. Para este informe tomamos como valor referencial el 3 por ciento aunque ello no signifique que un
circuito que sobrepase dicho valor necesariamente esté fuera de norma.
Pérdidas Técnicas Máximas por Circuito
7
6
5
4
3
2
1
SRO - B03
SRO - A08
ROS - C04
PUN - B05
ROS - B09
PUN - B04
PUN - B03
PUN - B02
PUN - B01
PUN - A07
PUN - A06
PUN - A04
PUN - A03
PND - A10
PND - A03
MRY - A14
JMI - A13
MRY - A01
JMI - A06
CTN - A11
CTN - A08
CDT - A06
CDT - A03
CDT - A01
CDA - A13
CDA - A10
CDA - A08
CAT - A11
CDA - A03
CAT - A05
ART - A10
0
Circuitos
Figura 16. Pérdidas Técnicas para los Circuitos de Distribución Condición Futura.
En la figura 16 la línea roja representa el 3 por ciento de las pérdidas técnicas, como se dijo
anteriormente este valor solo es referencial. Según el gráfico Artigas A10, Catia A05, Cañada A10,
Pineda A10, Santa Rosa A08 y Santa Rosa B03 requieren de un estudio adicional para determinar si
poseen pérdidas técnicas ideales para sus condiciones de operación.
55
7.3.1.4.
OTROS
Con la lista de equipos y características de operación de los 31 circuitos de distribución estudiados,
obtenida mediante el SIMIP, se pudo observar que 42 % de los circuitos presentaban unidades de
transformación de distribución sobrecargadas.
Los circuitos que presentan unidades de transformación sobrecargadas son: Artigas A10, Catia A05,
Catia A11, Cañada A03, Cañada A08, Cañada A10, Cañada A13, Juan Miranda A13, Maury A01,
Punceres B01, Punceres B02, Santa Rosa A08 y Santa Rosa B03.
7.3.2.
7.3.2.1.
EQUIPOS DE SECCIONAMIENTO
En lo que respecta a los seccionamientos, evaluando los circuitos se determinó que aproximadamente
16 por ciento de los circuitos presentan problemas de seccionamientos. Este valor se desglosa de la
siguiente manera: necesidad de incorporación de seccionamiento debido a cambio entre líneas aéreas a
subterráneas y viceversa 6,45 por ciento, necesidad de reemplazo de seccionamiento debido a sobreutilización del equipo actual 9,68 por ciento. Lo anteriormente descrito se puede apreciar en la figura 17.
56
Problemas de Seccionamientos
6,45%
9,68%
83,87%
Falta
Bien
Reemplazo
Figura 17. Problemas de Seccionamiento de los Circuitos de Distribución Condición Futura.
7.3.2.2.
RECUPERABILIDAD EN CONDICIÓN DE EMERGENCIA
Al evaluar los circuitos se determinó que en condición de falla el 48,39 por ciento de los circuitos es
totalmente recuperable por sus interconexiones. De los 51,61 por ciento restantes los problemas de
recuperabilidad se desglosan de la siguiente manera: 22,58 por ciento son totalmente irrecuperables por
sus interconexiones, es decir, que no se puede recuperar ninguna parte de la demanda si el circuito
presenta alguna falla; y 29,03 por ciento parcialmente recuperables, son circuitos cuyas interconexiones
le permiten recuperar parte de la demanda en caso de fallas. Lo anteriormente descrito se puede apreciar
en la figura 18.
57
Recuperabilidad de los Circuitos de Distribución
29,03%
48,39%
22,58%
100 % Recuperable
0 % Recuperable
Recuperable
Figura 18. Problemas de Recuperabilidad de los Circuitos de Distribución Condición Futura
7.4.
COMPARACIÓN CONDICIONES OPERATIVAS ACTUALES Y FUTURAS
Para proseguir con la evaluación de los circuitos, se hace necesario realizar una comparación con las
condiciones de operación en condición actual y condición futura, ya que de esta manera se justifica la
acción de realizar la propuesta de los anteproyectos que en el siguiente capítulo se presentan. Todos los
datos para realizar las tablas fueron obtenidos de las simulaciones de los circuitos mediante el programa
computacional ASP.
58
7.4.1.
Comparación Condición Actual y Condición Futura
% Violaciones de la Capacidad de Emergencia
250
200
150
100
50
SRO - A08
ROS - B09
PUN - B04
PUN - B02
PUN - A07
PUN - A04
PND - A10
MRY - A14
JMI - A13
CTN - A11
CDT - A06
CDT - A01
CDA - A10
CDA - A03
CAT - A05
0
Circuitos
Condición Actual
Condición Futura
Figura 19. Violación de la Capacidad de Emergencia Condición Actual y Condición Futura.
En la figura 19, se evidencia que casi todos los circuitos aumentan su porcentaje de violación de la
capacidad de emergencia del conductor, pero como se mencionó anteriormente sólo Artigas A10, Catia
A05, Catia A11, Cañada A03, Cañada A08, Cañada A10, Cañada A13, Candilito A06, Castán A08, Juan
Miranda A06, Juan Miranda A13, Maury A01, Maury A14, Pineda A03, Pineda A10, Punceres A07, Rosal
C04, Santa Rosa A08 y Santa Rosa B03 se encuentran fuera de las normas de diseño, por lo que los
anteproyectos planteados deben ser elaborados de manera que se perciba una mejora en las
condiciones de operación de dichos circuitos.
59
7.4.2.
VIOLACIÓN DEL RANGO DE VARIACIÓN DE LA TENSIÓN
100
% Voltaje Mínimo por Circuito
98
96
94
92
90
88
SRO - A08
ROS - B09
PUN - B04
PUN - B02
PUN - A07
PUN - A04
PND - A10
MRY - A14
JMI - A13
CTN - A11
CDT - A06
CDT - A01
CDA - A10
CDA - A03
CAT - A05
86
Circuitos
Condición Actual
Condición Futura
Figura 20. Violación del Rango de Variación de la Tensión Condición Actual y Condición Futura.
En la figura 20, se evidencia que casi todos los circuitos disminuyen su porcentaje de violación del
rango permisible de variación de la tensión, pero como se mencionó anteriormente sólo Artigas A10,
Catia A05, Cañada A10, Pineda A10 y Santa Rosa A08 se encuentran fuera de las normas de diseño, por
lo que los anteproyectos planteados deben ser elaborados de manera que se perciba una mejora en las
condiciones de operación de dichos circuitos.
60
7.4.3.
PÉRDIDAS TÉCNICAS
7,00
6,00
5,00
4,00
3,00
2,00
1,00
SRO - B03
SRO - A08
ROS - C04
PUN - B05
ROS - B09
PUN - B04
PUN - B03
PUN - B02
PUN - B01
PUN - A07
PUN - A06
PUN - A04
PUN - A03
PND - A10
PND - A03
MRY - A14
JMI - A13
MRY - A01
JMI - A06
CTN - A11
CTN - A08
CDT - A06
CDT - A03
CDT - A01
CDA - A13
CDA - A10
CDA - A08
CAT - A11
CDA - A03
CAT - A05
ART - A10
0,00
Circuitos
Condición Actual
Condición Futura
Figura 21. Pérdidas Técnicas Condición Actual y Condición Futura.
En la figura 21, se evidencia que casi todos los circuitos aumentan su porcentaje de pérdidas, pero
como se mencionó anteriormente el valor de 3 por ciento sólo es referencial.
CAPÍTULO 8
8. ESTUDIO DE LOS CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN A CORTO PLAZO
Consiste en estudiar las posibles soluciones que puedan existir para mejorar los problemas existentes
en los circuitos de distribución, se toma como referencia los problemas encontrados durante el estudio de
condiciones operativas futuras (año 2008).
8.1.
RESUMEN ESTRATEGIAS PROPUESTAS
A continuación en la tabla 10 se presentan, de manera resumida, las soluciones propuestas a los
problemas encontrados en los circuitos evaluados. Los reemplazos de unidades de transformación se
realizaron evaluando las listas de condiciones de operación de los equipos por circuito de distribución
dadas por el SIMIP, en dichas listas se encontraba la condición de carga de los transformadores de
distribución y mediante las tablas 3, 4 y 5 se pudo sugerir el reemplazo de las unidades. Los reemplazos
de equipos de seccionamiento y mejoramiento de interconexiones fueron ideados evaluando las normas
de diseño para equipos de seccionamiento, se verificó que las normas de seccionamiento se cumplieran
para cada caso y se idearon estrategias de reemplazo y sustitución para aquellos casos en los cuales no
se cumplieran. Los cambios de calibre de conductores, incorporación de capacitores y algunos traspasos
de carga se idearon mediante la ayuda del programa ASP, el cual posee opciones de simulación que
permiten llegar a dichas soluciones (Ver Anexo B). Algunos traspasos y todos los cambios de tensión
fueron ideados mediante la ayuda del equipo de planificación.
61
62
X
X
CAT - A11
X
X
CDA - A03
CDA - A08
Sin Necesidad de
Proyectos
CAT - A05
Reemplazo de
Seccionamiento
X
Mejorar
Interconexiones
X
Traspaso de
Carga
Incorporación
Capacitores
X
Cambio Parcial de
Tensión
Reemplazo
conductores
ART - A10
Cambio Total de
Tensión
Circuito
Reemplazo
Transformadores
Tabla 10. Estrategias para Mejora de los Circuitos de Distribución
X
X
X
X
X
X
X
X
CDA - A10
X
CDA - A13
X
X
CDT - A01
X
CDT - A03
X
CDT - A06
X
CTN - A08
X
X
X
CTN - A11
X
JMI - A06
JMI - A13
X
X
X
X
X
MRY - A01
X
MRY - A14
X
PND - A03
PND - A10
X
X
X
X
PUN - A03
PUN - A04
X
X*
PUN - A06
PUN - A07
X
X
X
Sin Necesidad de
Proyectos
Reemplazo de
Seccionamiento
Mejorar
Interconexiones
Traspaso de
Carga
X
Cambio Parcial de
Tensión
PUN - B02
Cambio Total de
Tensión
X
Incorporación
Capacitores
PUN - B01
Reemplazo
conductores
Circuito
Reemplazo
Transformadores
63
PUN - B03
X
PUN - B04
X
PUN - B05
X
ROS - B09
X
ROS - C04
X
SRO - A08
X
X
SRO - B03
X
X
Se puede observar que muchos de los circuitos no sólo necesitaron de una estrategia para resolver
sus problemas operación, sino que fueron necesarias las aplicaciones de varias estrategias.
Los Cambios de tensión ya sean totales o parciales pueden involucrar:
•
Reemplazo de Transformadores.
•
Reemplazo de Conductores.
•
Nuevas interconexiones.
•
Traspasos de carga (Parcial o total según el caso).
Sólo aproximadamente 29 por ciento de los circuitos no necesitaron estrategias, ya que no
presentaban problemas de calidad y eficiencia ni problemas de seccionamientos.
64
8.1.1.
ESTRATEGIAS PARA PROBLEMAS DE CALIDAD Y EFICIENCIA.
De acuerdo a la tabla 10, se determinó que aproximadamente 29 por ciento de los circuitos necesitó
de reemplazos de conductores; 29 por ciento de los circuitos necesitó de reemplazo de transformadores;
3 por ciento de los circuitos necesitó de incorporación de capacitores; 23 por ciento necesitó de traspasos
de carga; 29 por ciento de los circuitos necesitaron cambios parciales de tensión y finalmente
aproximadamente 10 por ciento necesitaron cambios totales de tensión.
8.1.2.
PROBLEMAS DE SECCIONAMIENTOS.
De acuerdo a la tabla 10, se determinó que aproximadamente 26 por ciento de los circuitos necesitan
de mejoras en las condiciones de operación de sus interconexiones, por lo que se sugirió estudios de
corto plazo para los mismos; y que 13 por ciento de los circuitos necesitó de reemplazos de equipos y
conductores por obsolescencia.
8.2.
DETALLE ESTRATEGIAS PROPUESTAS
A continuación se presenta el detalle de cada una de las propuestas de anteproyectos para los
circuitos de distribución evaluados.
8.2.1.
PROPUESTA DE ANTEPROYECTO 1
A continuación se presenta las estrategias propuestas para el circuito de distribución Artigas A10.
65
8.2.1.1.
Reemplazo de Unidades de Transformación:
Existen tres unidades de transformación sobrecargadas en este circuito, para realizar la propuesta de
reemplazo de unidades de transformación se recurrió al criterio de carga de transformadores de
distribución, se sugirieron los reemplazos pertinentes de acuerdo a las tablas 3, 4 y 5. Se realizaron las
modificaciones en los planos, en la figura 22 se puede apreciar un ejemplo de modificación en planos de
la propuesta.
Figura 22. Reemplazo de Unidad de Transformación de Artigas A10.
Por motivos de espacio en este informe de ahora en adelante todo reemplazo de unidades de
transformación será mencionado brevemente sin presentar la modificación en planos.
Reemplazo de Conductores:
Para realizar la propuesta de reemplazo de unidades de transformación se utilizó el programa de
simulación ASP, existe una opción de simulación en el mismo que permite evaluar cambios de calibre en
conductores sobrecargados (Ver Anexo B). Se propuso el reemplazo de 10 conductores. Se realizaron
66
las modificaciones en los planos, en la figura 23 se puede apreciar un ejemplo de modificación en planos
de la propuesta.
Figura 23. Reemplazo de Conductores de Artigas A10.
Por motivos de espacio en este informe de ahora en adelante todo reemplazo de calibres de
conductor será mencionado brevemente sin presentar la modificación en planos.
Compensación Reactiva:
Para realizar la propuesta de compensación reactiva se utilizó el programa de simulación ASP, existe
una opción de simulación en el mismo que permite evaluar la incorporación de bancos capacitivos en el
circuito (Ver Anexo B). Se propuso la incorporación de 3 bancos capacitivos de 300 kVAr. Se realizaron
las modificaciones en los planos, en la figura 24 se puede apreciar un ejemplo de modificación en planos
de la propuesta.
67
Figura 24. Incorporación de Bancos Capacitivos de Artigas A10.
8.2.1.2.
Para mejorar problemas de seccionamientos se sugiere realizar estudios de corto plazo para los
siguientes circuitos:
•
Juan Miranda A03, presenta problemas de sobrecarga por lo que no puede recuperar la carga de
Artigas A10 en caso de falla.
•
Maury A06, presenta problemas de sobrecarga y caída de tensión por lo que no puede recuperar la
carga de Artigas A10 en caso de falla.
8.2.2.
A continuación se presenta las estrategias propuestas para el circuito de distribución Cañada A03.
68
8.2.2.1.
Se propone un cambio de tensión total de Cañada A03, para esto Punceres A04 asumirá la carga total
del circuito. A continuación se describirán todos los pasos para realizar este proyecto:
Traspaso de Carga:
De manera que Punceres A04 pueda recibir la carga total de Cañada A03, se propone realizar
traspasos de carga de Punceres A04 a Punceres A06 y B01. Para realizar la propuesta de traspaso de
carga, se utilizó el programa de simulación ASP, existe una opción de simulación en el mismo que
permite evaluar traspasos de carga (Ver Anexo B). El programa presenta distintas opciones de traspaso
se evaluaron todas las opciones y fueron escogidas aquellas que permitían una descarga efectiva del
circuito estudiado sin desmejorar las condiciones de operación de los circuitos a los cuales se les esta
incorporando la carga traspasada. Se realizaron las modificaciones en los planos, en la figura 25 se
puede apreciar un la modificación en planos de la propuesta.
Figura 25. Traspasos de Carga de Punceres A04.
69
Cabe destacar que la utilización del programa ASP para la simulación de esta descarga es posible ya
que los circuitos relacionados a esta propuesta se encuentran interconectados mediante equipos de
seccionamiento.
Por motivos de espacio en este informe de ahora en adelante todo traspaso de carga mediante
maniobra de equipos de seccionamiento será mencionado brevemente sin presentar la modificación en
planos.
Para que Punceres A04 pueda recibir la carga total de Cañada A03, se propone realizar el reemplazo
de 4 conductores, debido a que al realizar el traspaso de carga se puede observa que existe una leve
violación de la capacidad de emergencia de los mismos.
Creación de Nueva Interconexión:
Esta propuesta fue lograda mediante la ayuda del equipo de planificación y estudio de planos
cercanos a Cañada A03 para determinar cual circuito podía asumir su carga. Para llevar a cabo esta
propuesta se plantea crear una nueva interconexión entre Punceres A04 y Cañada A03, para así poder
realizar el traspaso de carga, para ello es necesario conectar Cañada A03 mediante el ID18862 a
Punceres A04. Para lograr esto se propone retirar el CD6518_2 de Punceres A04 y colocar en su lugar el
CD2334_ 2 de CDA_A03. De esta manera quedan interconectados ambos circuitos. Luego más aguas
abajo del circuito se propone empatar el CD2334_2 con el CD6518_1 de Punceres A04. En la figura 26
se puede apreciar un la modificación en planos de la propuesta.
70
Figura 26. Creación de Interconexión entre Punceres A04 y Cañada A03.
Se requiere adecuar Cañada A03 de manera que los conductores posean el aislamiento necesario
para operar con el nuevo cambio de tensión, por lo que se propuso reemplazar todos aquellos
conductores cuyo aislamiento no cumplieran las normas.
Se requiere adecuar Cañada A03 de manera que los transformadores de distribución posean el
aislamiento necesario para operar con el nuevo cambio de tensión, por lo que se propuso reemplazar
todos aquellos transformadores cuyo aislamiento no cumpliera las normas.
8.2.2.2.
Se sugiere el reemplazo de dos conectores modulares (CC10 y CC11) por un interruptor tres vías,
este cambio fue sugerido por el Departamento de Operaciones después de un análisis de falla realizado
por dicho departamento. En la figura 27 se puede apreciar un la modificación en planos de la propuesta.
71
Figura 27. Reemplazo de Equipos de Seccionamiento de Cañada A03.
Por motivos de espacio en este informe de ahora en adelante todo reemplazo de equipos de
seccionamiento será mencionado brevemente sin presentar la modificación en planos.
8.2.3.
8.2.3.1.
Traspaso de Carga:
Se propone realizar una transferencia de carga parcial del circuito Cañada A08 a Cañada A02.
Para que Cañada A02 pueda recibir la carga parcial de Cañada A08, se propone realizar el un
reemplazo de conductor, ya que el mismo viola la condición de emergencia del conductor cuando se
realiza el traspaso.
72
Existe una unidad de transformación de distribución sobrecargada, por lo que se sugiere su
reemplazo.
8.2.3.2.
•
Cañada A02, presenta leves problemas de sobrecarga por lo que no puede recuperar la carga de
Cañada A08 en caso de falla.
•
carga de Cañada A08 en caso de falla.
8.2.4.
8.2.4.1.
Para mejorar los problemas de calidad y eficiencia de Cañada A10 se propone realizar un cambio
parcial de tensión de Cañada A10, para esto Propatria A02 y Propatria A08 asumirán la parte de la carga
de dicho circuito. A continuación se describirán todos los pasos para realizar este proyecto:
Primer Traspaso de Carga:
Se plantea realizar la adecuación del circuito Propatria A02 para que éste pueda recibir la carga
parcial de Cañada A10, para ello se propone efectuar dos transferencias de carga de Propatria A02 a
Propatria A06 y A07.
73
Se plantea adecuar parte de Cañada A10 de manera que los conductores posean el aislamiento
necesario para operar con el nuevo cambio de tensión, por lo que se propuso reemplazar todos aquellos
Se plantea adecuar Cañada A10 de manera que los transformadores traspasados posean el
Segundo Traspaso de Carga:
Esta propuesta fue lograda mediante la ayuda del equipo de planificación y estudio de planos
cercanos a Cañada A10 para determinar cual circuito podía asumir su carga. Se propone la transferencia
parcial de carga del circuito Cañada A10 a Propatria A02 y Propatria A08, mediante empates de
conductores ya existentes. Esto se debe a que estos circuitos no están conectados físicamente mediante
equipos de seccionamientos, pero si se encuentran ubicados en paralelo dentro del mismo ducto, solo es
necesario realizar empates entre conductores para efectuar las transferencias de carga.
8.2.5.
8.2.5.1.
Para mejorar los problemas de calidad y eficiencia de Cañada A13 se propone realizar un cambio
parcial de tensión Cañada A13, para esto Propatria A08 asumirá la carga parcial del circuito. A
continuación se describirán todos los pasos para realizar este proyecto.
74
Se plantea adecuar parte de Cañada A13 de manera que los conductores posean el aislamiento
conductores cuyo aislamiento no cumpliera las normas.
Se plantea adecuar Cañada A13 de manera que los transformadores traspasados posean el
Segundo Traspaso de Carga:
Finalmente se plantea la transferencia de carga parcial del circuito Cañada A13 a Propatria A08,
mediante empates a conductores ya existentes. En la figura 28 se puede apreciar un la modificación en
planos de la propuesta.
Figura 28. Traspasos de Carga de Cañada A13.
75
8.2.6.
A continuación se presenta las estrategias propuestas para el circuito de distribución Candilito A06.
8.2.6.1.
Traspaso de Carga:
Se propone realizar una transferencia de carga, para esto Candilito B01 asumirá carga parcial del
circuito Candilito A06.
Es importante señalar que las cargas propuestas para el traspaso forman parte de un agrupación de
cinco interruptores,
al realizar la maniobra de transferencia de carga propuesta, estos interruptores
pasan a pertenecer a Candilito B01, la carga traspasada se encuentra en los tres primeros interruptores y
los dos restantes se encuentran en vacío, no se sugiere remover dichos interruptores debido a que se
encuentra en la espera de un proyecto futuro aun no definido. Dada esta situación es imposible saber
cual sería la carga futura de Candilito B01 si se realizan ambos proyectos, por lo que se sugiere que el
traspaso de carga propuesto sea provisional hasta que se defina el proyecto futuro y una vez calculada la
demanda final de Candilito B01 distribuir la carga entre ambos circuitos.
8.2.7.
A continuación se presenta las estrategias propuestas para el circuito de distribución Castán A08.
8.2.7.1.
Para aliviar problemas de sobrecarga existentes en el circuito se sugiere realizar los reemplazos de 4
conductores.
76
Traspaso de Carga:
Se plantea una transferencia parcial de carga de Castán A08 al circuito Colón A04 mediante un
seccionamiento que no existe, por lo que también se propone crear dicho seccionamiento.
8.2.7.2.
Dado que es necesario realizar la transferencia de carga antes propuesta, se propone reemplazar los
conectores modulares CC17 y CC18 por un interruptor dos vías que facilitará el traspaso de carga.
8.2.8.
A continuación se presenta las estrategias propuestas para el circuito de distribución Catia A05.
8.2.8.1.
Traspaso de Carga:
Se propone realizar transferencias parciales de carga del circuito Catia A05 a los circuitos Propatria
A06 y Catia A06 mediante empates a conductores ya existentes.
Se plantea adecuar Catia A05 de manera que los transformadores traspasados posean el aislamiento
transformadores cuyo aislamiento no cumpliera las normas.
conductores.
77
8.2.8.2.
•
Catia A02, presenta problemas de sobrecarga y caída de tensión por lo que no puede recuperar la
carga de Catia A05 en caso de falla.
•
8.2.9.
A continuación se presenta las estrategias propuestas para el circuito de distribución Catia A11.
8.2.9.1.
Existen cuatro unidades de transformación de distribución sobrecargadas, por lo que se sugiere el
reemplazo de las mismas.
conductores.
8.2.9.2.
78
•
•
carga de Catia A11en caso de falla.
8.2.10. PROPUESTA DE ANTEPROYECTO 10
A continuación se presenta las estrategias propuestas para el circuito de distribución Juan Miranda
A06.
8.2.10.1.
Para aliviar problemas de sobrecarga existentes en el circuito se sugiere realizar el reemplazo de un
conductor.
8.2.10.2.
Para mejorar problemas de seccionamientos se sugiere realizar un estudio de corto plazo para el
siguiente circuito:
•
Maury A13, presenta leves problemas de sobrecarga por lo que no puede recuperar la carga de Juan
Miranda A06 en caso de falla.
A continuación se presenta las estrategias propuestas para el circuito de distribución Juan Miranda
A13.
79
8.2.11.1.
Existen dos unidades de transformación sobrecargadas, por lo que se propone sugerir el reemplazo
de las mismas.
Para solventar los problemas de sobrecarga en el circuito se sugiere el reemplazo de 8 conductores.
8.2.11.2.
•
Juan Miranda A13 en caso de falla.
•
•
A continuación se presenta las estrategias propuestas para el circuito de distribución Maury A01.
80
8.2.12.1.
Para mejorar los problemas de calidad y eficiencia de Maury A01 se propone realiza un cambio de
total de tensión Maury A01, para esto Propatria A02 asumirá la carga total del circuito. A continuación se
describirán todos los pasos para realizar este proyecto.
Se plantea adecuar Maury A01 de manera que los transformadores posean el aislamiento necesario
para operar con el nuevo cambio de tensión, por lo que se propuso reemplazar todos aquellos
Se requiere adecuar Maury A01 de manera que todos los conductores posean el aislamiento
Traspaso de Carga:
Se propone realizar la transferencia total de carga del circuito Maury A01 al Propatria A02 empates a
conductores ya existentes.
A continuación se presenta las estrategias propuestas para el circuito de distribución Maury A14.
81
8.2.13.1.
Para mejorar los problemas de calidad y eficiencia de Maury A14 se propone realizar un cambio
parcial de tensión al circuito, para esto Propatria B05 asumirá la carga parcial del circuito. A continuación
se describirán todos los pasos para realizar este proyecto.
Se plantea adecuar parte de Maury A14 de manera que los transformadores posean el aislamiento
Primer Reemplazo de Conductores:
Se plantea adecuar parte de Maury A14 de manera que los conductores posean el aislamiento
Además de esto se propone incorporar un conductor aéreo calibre 4/0AL desnudo en el punto más
cercano entre ambos circuitos, para crear una interconexión entre ambos circuitos, y retirar el conductor
LD1557_2 de Maury A14 que se encuentra aguas arriba de las cargas que se desean traspasar, para
eliminar la interconexión que tendría Maury A14 con Propatria B04. Esto se ve ilustrado en la figura 29.
82
Figura 29. Eliminación e Incorporación de Conductores de Maury A14.
Traspaso de Carga:
Se plantea la adecuación del circuito Propatria B05 para que éste pueda recibir la carga parcial de
Maury A14, se propone realizar una transferencia de carga de Propatria B05 a Propatria B01.
Segundo Reemplazo de Conductores:
Para que Propatria B01 pueda recibir carga parcial de Propatria B05, se propone realizar el reemplazo
de 3 conductores.
8.2.13.2.
Para mejorar problemas de seccionamientos se sugiere, Retirar de configuración de Protección Maury
A14, el PD39585 se encuentra en una configuración obsoleta de protección. Se plantea retirar dicha
cuchilla.
83
A continuación se presenta las estrategias propuestas para el circuito de distribución Pineda A03.
8.2.14.1.
Traspaso de Carga:
Para mejorar los problemas de calidad y eficiencia de Pineda A03 se propone realizar una
transferencia de carga, para esto Pineda A13 asumirá carga parcial del circuito.
8.2.14.2.
siguiente circuito:
•
Pineda A07, presenta problemas de sobrecarga por lo que no puede recuperar la carga de Pineda
A03 en caso de falla.
A continuación se presenta las estrategias propuestas para el circuito de distribución Pineda A10.
8.2.15.1.
84
8.2.15.2.
siguiente circuito:
•
Pineda A07, presenta problemas de sobrecarga por lo que no puede recuperar la carga de Pineda
A03 en caso de falla.
A continuación se presenta las estrategias propuestas para el circuito de distribución Punceres A07.
8.2.16.1.
Traspaso de Carga:
Para mejorar los problemas de calidad y eficiencia de Punceres A07 se propone realizar una
transferencia de carga, para esto Punceres B04 asumirá carga parcial del circuito.
A continuación se presenta las estrategias propuestas para el circuito de distribución Punceres B01.
8.2.17.1.
El circuito posee una unidad de transformación sobrecargada se propone realizar su reemplazo.
85
A continuación se presenta las estrategias propuestas para el circuito de distribución Punceres B02.
8.2.18.1.
El circuito posee una unidad de transformación sobrecargada se propone realizar su reemplazo.
A continuación se presenta las estrategias propuestas para el circuito de distribución Rosal C04.
8.2.19.1.
Para solventar los problemas de sobrecarga en el circuito se sugiere el reemplazo de un conductor.
A continuación se presenta las estrategias propuestas para el circuito de distribución Santa Rosa A08.
8.2.20.1.
El circuito posee tres unidades de transformación sobrecargadas. Se propone su reemplazo.
86
Para solventar los problemas de sobrecarga en el circuito se sugiere el reemplazo de dos
conductores.
A continuación se presenta las estrategias propuestas para el circuito de distribución Santa Rosa B03.
8.2.21.1.
El circuito posee una unidad de transformación de distribución sobrecargada. Se plantea su
reemplazo.
8.3.
DIAGNÓSTICO CONDICIÓN FUTURA CON ESTRATEGIAS
Consiste en estudiar en que condiciones de operación se encontrarán los circuitos en el año 2008, si
se realizan las estrategias propuestas.
En la tabla 11, se muestra de manera resumida las condiciones de operación futura para los circuitos
de distribución una vez realizados los proyectos propuestos en este trabajo, los resultados que aquí se
encuentran fueron obtenidos de realizar la simulación mediante la utilización del programa computacional
ASP, sólo se muestran aquellos circuitos a los que fue necesario aplicar alguna estrategia:
87
Tabla 11. Diagnóstico para los Circuitos de Distribución Condición Futura.
Circuito
*
Demanda
Conductor
kVA
Cap.
Emerg.
%
Cap.
Normal
%
V. Mín.
%
Pérdidas
kW
%
ART - A10
2.849
CD9882_1
500MCM*
83
99
95,3
94,02
3,30
CAT - A05
2.457
CD7877_1
500MCM*
67
86
96,3
95,33
3,88
CAT - A11
2.560
CD4672_1
500MCM*
70
80
95,4
30,21
1,18
CDA - A08
2.898
CD2360_1
500MCM*
68
87
97,4
36,51
1,26
CDA - A10
1.353
CD3090_1
250MCM*
63
76
98,4
16,37
1,21
CDA - A13
1.899
CD2306_2 500MCM***
63
76
96,9
42,35
2,23
CDT - A06
4.348
CD7488_1
250MCM*
61
77
99,3
17,83
0,41
CTN - A08
2.034
CD2618_1
500MCM*
55
77
99,3
9,36
0,46
JMI - A06
2.574
CD2731_1
500MCM*
58
72
98,2
24,71
0,96
JMI - A13
4.118
CD12577_1 500MCM*
63
88
96,6
55,59
1,35
MRY - A14
2.558
CD2761_3
500MCM*
75
96
96,4
55,00
2,15
PND - A03
1.932
CD2829_1 500MCM***
64
77
99,7
4,44
0,23
PND - A10
2.655
CD2861_1
500MCM*
72
93
95,3
24,69
0,93
PRO - A02
6.759
CD7325_6
250MCM*
67
83
98,4
35,15
0,52
PUN - A04
7.914
CD4254_2
500MCM*
60
77
98,5
34,03
0,43
PUN - A07
5.776
CD4589_1
2/0*
62
77
99,7
5,78
0,10
PUN - B01
10.696
CD4785_4
500MCM*
54
67
99,4
24,60
0,23
PUN - B02
7.166
CD5573_1
500MCM*
55
70
99,5
15,05
0,21
ROS - C04
5.376
CD4472_1
500MCM*
56
73
99,6
13,98
0,26
SRO - A08
2.245
CD10849_1
#2*
64
78
95,0
79,92
3,56
SRO - B03
2.850
CD3141_3
250MCM*
65
80
96,4
56,43
1,98
Goma neopropeno.
***
Calibre
88
De la tabla se puede observar que Artigas A10, Catia A11, Cañada A08, Maury A14 y Pineda A10, no
pudieron ser adecuadas para que sus condiciones de operación fueran las de diseño, pero se logró
disminuir el grado de violación de las mismas hasta llevarlas a la condición más favorable posible.
8.3.1.
COMPARACIÓN CONDICIÓN FUTURA SIN LA REALIZACIÓN DE LOS ANTEPROYECTOS Y
CON LA REALIZACIÓN DE LOS ANTEPROYECTOS
Antes de proseguir con la evaluación económica de los anteproyectos, se hace necesario realizar una
comparación con las condiciones de operación futuras sin y con la realización de los anteproyectos, ya
que de esta manera se ve justificada técnicamente la realización de los anteproyectos propuestos. Todos
los datos para realizar las tablas fueron obtenidos de las simulaciones de los circuitos mediante el
programa computacional ASP.
Comparación Condición Futura
200
% Violación de la Capacidad de Emergencia por Circuito
180
160
140
120
100
80
60
40
20
SRO - A08
ROS - B09
PUN - B04
PUN - B02
PUN - A07
PUN - A04
PND - A10
MRY - A14
JMI - A13
CTN - A11
CDT - A06
CDT - A01
CDA - A10
CDA - A03
0
CAT - A05
8.3.1.1.
Circuitos
Sin Proyecto
Con Proyecto
Figura 30. Violación de la Capacidad de Emergencia Condición Futura.
89
En la figura 30, se evidencia que todos los circuito operan a un mejor nivel si se deciden realizar las
propuestas de anteproyectos, como se mencionó anteriormente sólo Artigas A10, Catia A11, Cañada
A08, Maury A14 y Pineda A10 se encuentran fuera de las normas de diseño.
8.3.1.2.
VIOLACIÓN DEL RANGO DE VARIACIÓN DE LA TENSIÓN
% Voltaje mínimo por circuito
100
80
60
40
20
SRO - A08
ROS - B09
PUN - B04
PUN - B02
PUN - A07
PUN - A04
PND - A10
MRY - A14
JMI - A13
CTN - A11
CDT - A06
CDT - A01
CDA - A10
CDA - A03
CAT - A05
0
Crcuitos
Sin Proyecto
Con Proyecto
Figura 31. Violación del Rango de Variación de la Tensión Condición Futura.
En la figura 31, se evidencia que todos los circuitos operan a un nivel de tensión dentro del rango de
variación. Con las estrategias planteadas se evidencia con no existen problemas de voltaje en los
circuitos.
90
8.3.1.3.
PÉRDIDAS TÉCNICAS
6,00
5,00
4,00
3,00
2,00
1,00
SRO - B03
SRO - A08
ROS - C04
PUN - B05
ROS - B09
PUN - B04
PUN - B03
PUN - B02
PUN - B01
PUN - A07
PUN - A06
PUN - A04
PUN - A03
PND - A10
PND - A03
MRY - A14
JMI - A13
MRY - A01
JMI - A06
CTN - A11
CTN - A08
CDT - A06
CDT - A03
CDT - A01
CDA - A13
CDA - A10
CDA - A08
CAT - A11
CDA - A03
CAT - A05
ART - A10
0,00
Circuitos
Sin Proyecto
Con Proyecto
Figura 32. Pérdidas Técnicas Condición Futura.
En la figura 32, se evidencia que todos los circuitos disminuyen su porcentaje de pérdidas con la
realización de los anteproyectos, pero como se mencionó anteriormente el valor de 3 por ciento sólo es
referencial.
8.4.
EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS ESTRATEGIAS
Consiste en estudiar la factibilidad de realización de las estrategias propuestas desde un punto de
vista económico mediante la utilización del programa computacional EFIPRO.
91
8.4.1.
CONSIDERACIONES Y LIMITACIONES
Se calcularon y ordenaron todos y cada uno de los campos que solicitaba la hoja de cálculo del
programa EFIPRO. La información requerida fue recopilada de todos los flujos de carga obtenidos del
programa ASP, antes de realizar alguna estrategia (diagnóstico condición futura de los circuitos) y
después de realizar los cambios propuestos (diagnóstico estrategias de los circuitos). Es importante
resaltar que muchas de estas variables son valores teóricos calculados por el programa de acuerdo a los
datos demanda de cada circuito.
En el caso de los FMIK y TTIK se obtuvieron de los datos de los circuitos suministrados por el CCO
(Centro de Control de Operaciones de la Electricidad de Caracas) para los años 2005 - 2006.
El EFIPRO posee una ventana donde se muestra algunas de las variables financieras relevantes para
los cálculos que ahí se realizan, los valores actuales y los valores estimados para los años siguientes,
estas variables son: la tarifa vigente, el precio de la moneda, vida útil de los equipos, la tasa de descuento
de la empresa, capital, precio promedio de la energía, energía total facturada, cargo por demanda, cargo
por energía, etc. Se aseguró tener todos estos valores actualizados ya que cualquier error podría afectar
los resultados de los cálculos. Se realizo el estudio sólo con los circuitos involucrados en las estrategias.
8.4.2.
VARIABLES TÉCNICO-ECONÓMICAS ANTES DE REALIZAR LAS ESTRATEGIAS
Tabla 12. Tabla de Variables Técnico-Económicas Antes de Realizar las Estrategias.
CIRCUITOS DEMANDA PERDIDAS
F. PERD.
F. CARGA
F. POT.
DEMANDA
MAX
PERD.
MAX
ART_A10
3.111
142,30
0,28
0,51
0,94
2.030
61,80
CDA_A02
1.325
4,10
0,40
0,60
0,90
2.020
9,50
CDA_A03
3.029
81,80
0,38
0,61
0,90
1.700
26,01
CDA_A08
3.286
41,70
0,43
0,64
0,92
2.470
23,90
92
F. PERD.
F. CARGA
F. POT.
DEMANDA
MAX
PERD.
MAX
CDA_A10
4.005
146,30
0,55
0,74
0,88
1.430
19,02
CDA_A13
3.081
50,90
0,40
0,60
0,90
1.500
16,65
CTN_A08
2.880
20,20
0,49
0,68
0,92
1.980
9,50
CAT_A05
2.560
155,65
0,41
0,63
0,98
1.425
43,89
CAT_A06
747
1,30
0,43
0,64
0,99
1.400
4,50
CAT_A11
2.560
45,06
0,40
0,62
0,91
1.855
33,02
COL_A04
1.469
3,60
0,32
0,51
0,87
1.980
6,60
JMI_A06
2.574
25,50
0,45
0,64
0,90
2.550
25,10
JMI_A13
4.118
66,30
0,40
0,60
0,90
2.840
31,81
MRY_A01
3.677
92,29
0,37
0,59
0,90
1.195
10,28
MRY_A14
3.575
84,90
0,39
0,61
0,92
1.980
36,40
PND_A10
2.655
160,89
0,43
0,64
0,99
1.370
55,62
PRO_A02
1.620
6,20
0,32
0,53
0,90
10.750
30,60
PRO_A04
6.239
29,40
0,45
0,63
0,87
6.450
31,40
PRO_B01
4.783
100,00
0,33
0,56
0,89
5.400
127,10
PRO_B02
6.239
68,70
0,64
0,43
0,96
6.450
81,70
PRO_B05
6.343
78,30
0,37
0,59
0,95
6.450
81,70
PUN_A04
6.417
13,48
0,40
0,59
0,87
8.450
22,82
PUN_B01
10.696
24,60
0,31
0,54
0,85
12.600
35,28
SRO_A08
2.245
87,11
0,38
0,61
0,96
2.150
81,27
SRO_B03
2.850
84,08
0,50
0,69
0,90
1.670
29,23
En la tabla 12, se pueden observar las variables técnico-económicas antes de realizar las estrategias.
Los valores de demanda máxima y pérdidas máximas son aquellos dados cuando el circuito viola el 2/3 de
la capacidad de emergencia (67 por ciento).
93
8.4.3.
VARIABLES TÉCNICO-ECONÓMICAS DESPUÉS DE EJECUTAR LAS ESTRATEGIAS
Tabla 13. Tabla de Variables Técnico-Económicas Después de Realizar las Estrategias.
F. PERD.
F. CARGA
F. POT.
DEMANDA
MAX
PERD.
MAX
ART_A10
2.849
104,70
0,28
0,51
0,94
2.210
66,20
CDA_A02
1.823
10,70
0,40
0,60
0,90
1.781
10,80
CDA_A08
2.898
36,40
0,43
0,64
0,92
2.470
26,70
CDA_A10
1.353
6,22
0,55
0,74
0,88
1.690
9,60
CDA_A13
1.899
42,35
0,40
0,60
0,90
2.020
47,40
CTN_A08
2.034
9,36
0,49
0,68
0,92
2.470
13,80
CAT_A05
2.457
95,33
0,41
0,63
0,98
2.480
97,40
CAT_A06
797
1,50
0,43
0,64
0,99
1.400
4,60
CAT_A11
2.560
30,21
0,40
0,62
0,91
2.470
28,20
COL_A04
2.031
9,60
0,32
0,51
0,87
2.470
13,30
JMI_A06
2.574
24,50
0,45
0,64
0,90
2.610
25,10
JMI_A13
4.118
55,50
0,40
0,60
0,90
4.200
30,20
MRY_A14
2.558
55,00
0,39
0,61
0,87
2.400
57,70
PND_A10
2.655
11,42
0,43
0,64
0,99
2.470
112,00
PRO_A02
6.759
35,15
0,32
0,53
0,90
6.850
36,30
PRO_A04
6.341
30,70
0,45
0,63
0,87
6.450
31,70
PRO_B01
5.084
111,00
0,33
0,56
0,89
5.370
122,80
PRO_B02
6.239
59,89
0,43
0,64
0,96
6.450
81,70
PRO_B05
6.722
24,20
0,36
0,59
0,95
6.450
82,20
PUN_A04
7.914
34,03
0,40
0,59
0,87
8.700
40,80
PUN_B01
12.900
25,10
0,31
0,54
0,85
10.975
36,30
SRO_A08
2.245
79,02
0,38
0,61
0,96
2.450
90,60
94
SRO_B03
2.850
F. PERD.
F. CARGA
F. POT.
DEMANDA
MAX
PERD.
MAX
0,50
0,69
0,90
2.950
60,50
56,50
En la tabla 13, se pueden observar las variables técnico-económicas después de realizar las
estrategias. Los valores de demanda máxima y pérdidas máximas son aquellos dados cuando el circuito
viola el 2/3 de la capacidad de emergencia.
8.4.4.
RESULTADOS OBTENIDOS DE LA EVALUACIÓN ECONÓMICA
De los 31 proyectos planteados anteriormente, sólo un total de 17 fueron los evaluados
económicamente.
Los traspasos de carga realizados mediante maniobras de interruptores de distribución no fueron
analizados económicamente, ya que, son maniobras sencillas de apertura y cierre de seccionadores que
pueden ser realizados por el personal de mantenimiento de la región.
Tabla 14. Tabla de Resultado de EFIPRO
Proyecto
Monto
Monto
Presupuesto Presupuesto VPN (US$) Relación B/C
(BsF)
(US$)
TIR
(p.u.)
Periodo
Recuperación
(años)
1
45.656,66
21.236
30.801
3,51
0,48
2
2
329.221,99
153.127
211.128
2,35
1,64
1
3
46.785,20
21.761
86.636
9,10
0,72
2
4
87.824,74
40.849
1.301.737
55,87
2,45
2
5
176.037,27
81.878
730.301
16,12
1,16
2
7
11.540,70
5.368
234.491
75,44
2,97
2
8
42.655,34
15.840
256.377
23,81
1,46
2
95
Proyecto
Monto
Monto
Presupuesto Presupuesto VPN (US$) Relación B/C
(BsF)
(US$)
TIR
(p.u.)
Periodo
Recuperación
(años)
9
41.476,96
19.292
143.333
14,68
1,03
2
10
2.473,77
1.151
23.459
24,82
5,18
1
11
39.248,43
18.255
378.463
24,21
5,58
1
12
389.430,88
181.131
532.471
5,12
0,81
2
13
102.474,21
47.662
267.098
8,92
1,62
1
15
19.732,64
9.178
358.778
23,41
10,50
1
17
60.219,86
28.009
-19.263
0,31
-0,17
11
18
11.216,38
5.217
-2.752
0,47
-0,09
11
20
40.190,27
18.963
58.723
4,14
2,28
1
21
61.726,29
28.710
371.792
12,64
3,53
1
En la tabla 14, se pueden observar la tabla de resultados obtenida por el estudio económico del
programa EFIPRO, en ella se muestran datos como el monto del presupuesto del proyecto, el valor
presente neto la relación beneficio costo, la tasa interna de retorno, el período de recuperación de la
inversión y el valor de prioridad del proyecto. Como es posible observar solo dos proyectos resultan con
valores negativos. Pero esto no evita que puedan ser realizados ya que los mismos representan cambios
que deben de ser ejecutados para el buen funcionamiento del circuito.
CAPÍTULO 9
9. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Luego de haber realizados los estudios fue posible concluir lo siguiente:
9.1.
•
CONCLUSIONES GENERALES PARA CONDICIONES ACTUALES DE OPERACIÓN
Aproximadamente 58 % de los circuitos estudiados presentaban problemas de violación de la
capacidad de emergencia del conductor, de esta cantidad de circuitos que presenta dicha violación,
aproximadamente 83 % de los circuitos pertenecen a la red de operación de 4,8 kV.
•
Aproximadamente 16 % de los circuitos estudiados presentaban problemas de caídas de tensión
fuera de norma, todos los circuitos que presentan esta violación pertenecen a la red de operación de
4,8 kV.
•
Aproximadamente 19 % de los circuitos presentan pérdidas técnicas por encima del 3 %, todos los
circuitos bajo esa condición pertenecen a la red de operación de 4,8 kV.
De esto se puede concluir que muchos de los circuitos que presentaron problemas de operación en
condición actual pertenecen a la red de operación de 4,8 kV.
96
97
9.2.
•
CONCLUSIONES GENERALES PARA CONDICIONES FUTURAS DE OPERACIÓN
Aproximadamente 61 % de los circuitos estudiados presentaban problemas de violación de la
capacidad de emergencia del conductor, de esta cantidad de circuitos que presenta dicha violación,
aproximadamente 84 % de los circuitos pertenecen a la red de operación de 4,8 kV.
•
Aproximadamente 16 % de los circuitos estudiados presentaban problemas de caídas de tensión
fuera de norma, todos los circuitos que presentan esta violación pertenecen a la red de operación de
4,8 kV.
•
Aproximadamente 16 % de los circuitos presentan pérdidas técnicas por encima del 3 %, todos los
circuitos bajo esa condición pertenecen a la red de operación de 4,8 kV.
De esto se puede concluir que muchos de los circuitos que presentaron problemas de operación en
condición actual pertenecen a la red de operación de 4,8 kV.
9.3.
•
CONCLUSIONES GENERALES PARA LAS ESTRATEGIAS UTILIZADAS
Aproximadamente 29 % de los circuitos estudiados necesitaron reemplazos de unidades de
transformación debido a sobrecarga, de esta cantidad de circuitos, aproximadamente 78 %
pertenecen a la red de operación de 4,8 kV.
•
Aproximadamente 29 % de los circuitos estudiados necesitaron reemplazos de conductores, todos
los circuitos pertenecen a la red de operación de 4,8 kV.
98
•
Aproximadamente 3 % de los circuitos estudiados necesitaron incorporación de capacitores, todos los
circuitos pertenecen a la red de operación de 4,8 kV.
•
Aproximadamente 23 % de los circuitos estudiados necesitaron traspasos de carga a otros circuitos,
de esta cantidad de circuitos, aproximadamente 57 % pertenecen a la red de operación de 4,8 kV.
•
Aproximadamente 29 % de los circuitos estudiados necesitaron cambios parciales de tensión, todos
los circuitos pertenecen a la red de operación de 4,8 kV.
•
Aproximadamente 9 % de los circuitos estudiados necesitaron cambios totales de tensión, todos los
circuitos pertenecen a la red de operación de 4,8 kV.
•
Aproximadamente 29 % de los circuitos estudiados no necesitaron de anteproyectos para mejorar
sus condiciones de operación, ya que los mismos operaban dentro de las normas de diseño, de esta
cantidad de circuitos, 89 % pertenecen a la red de operación de 12,47 kV.
•
Cabe destacar que para circuitos de 4,8 kV era necesario realizar más de una estrategia para llevar
los valores a condiciones de operación favorables, mientras que para circuitos de 12,47 kV sólo era
necesario realizar una estrategia. También es importante señalar que para la mayoría de los circuitos
de 12,47 kV sólo era necesario realizar traspasos de carga en sus interconexiones, mientras que
para los demás circuitos fue necesario llevar a cabo estrategias más costosas.
De esto se puede concluir que la mayoría de los circuitos pertenecientes a la red de operación de
12,47 kV no necesitaron de anteproyectos.
99
9.4.
•
RECOMENDACIONES
El estudio realizado contribuye a mejorar la calidad del servicio eléctrico, ya que plantea soluciones
inmediatas y económicas para que los circuitos primarios cumplan con las normas de distribución
vigentes de la EDC, mejorando así los aspectos relacionados a los criterios de niveles de voltaje,
capacidad de carga, interconexiones, seccionamiento e interrupciones. Se recomienda mantener al
día futuros estudios de corto plazo a los circuitos estudiados, para continuamente mejorar las
condiciones de operación de la red.
•
La metodología recomendada por la empresa permite obtener los resultados de una manera efectiva
y plantear alternativas viables con el fin de solventar los problemas encontrados. Por lo que se
recomienda mantener dicha metodología para futuros estudios de corto plazo.
•
Se recomienda mantener la información sobre la configuración del sistema y la situación de carga y
ubicación de los equipos actualizada, para que la información que se maneja en la base de datos y
en los planos de operación sea la más cercana a la realidad, para aumentar así la efectividad de la
metodología empleada en este estudio.
•
Es importante destacar que los circuitos estudiados cuyos voltajes de operación son 4,8 kV, a medida
que pase el tiempo, se volverán más obsoletos, por lo que es importante realizar un estudio más
detallado de los mismos y sus subestaciones para determinar la factibilidad de un cambio en su nivel
de operación de voltaje, ya que como se pudo observar en este informe, las pérdidas y caídas de
tensión en las mismas eran mayores en comparación con los circuitos estudiados cuyos voltaje de
operación es 12,47 kV.
•
También cabe destacar que los proyectos de cambio de tensión, tanto parcial como total, son
proyectos preliminares, ya que para realizar proyectos de esta magnitud es necesario realizar un
estudio de mediano plazo, para poder apreciar verdaderamente las ganancias en los mismos y el
100
impacto en las condiciones de operación tanto del circuito que sufre el cambio de tensión como el
circuito que acepta la carga del mismo, ya que este tipo de proyecto conlleva mas años en su
realización y la red suele sufrir modificaciones en ese periodo que podrían afectar el resultado final
del proyecto. Por lo que se recomienda realizar un estudio más detallado con respecto a estos
proyectos.
•
Se recomienda realizar todos los proyectos propuestos ya que los beneficios obtenidos eran altos,
además de ser necesarios para mejorar las condiciones de operación en los mismos.
BIBLIOGRAFÍA
[1] Alcazar, Freddy.
Estudio De Planificación A Mediano Plazo De Un Conjunto De Circuitos Pertenecientes A 4 S/E:
Palo Verde, Hoyo De Las Tapias, Caucagüita y Miranda.
Informe de Pasantía. Universidad Simón Bolívar. Sartenejas. Octubre, 2006.
[2] Departamento de planificación de distribución, división de normas de distribución, sección de normas
de diseño de materiales y equipos de distribución.
Normas De Diseño De Distribución.
Caracas. Noviembre, 2001
[3] Departamento de planificación de distribución.
Manual Del Usuario Para El Uso Del Programa PSS/ADEPT.
Caracas. Febrero, 2002.
[4] Departamento de planificación de distribución.
Manual Del Usuario Para El Uso Del Programa ASP.
Caracas. Enero, 2000.
[5] Gonzáles, Reynaldo.
Estudio De Planificación A Mediano Plazo: Sector Palo Verde – Mariches De La Electricidad De
Caracas.
Informe de Pasantía. Universidad Simón Bolívar. Sartenejas. Diciembre, 2004.
101
102
[6] Lezama, David
Planificación Operativa Del Sistema De Distribución En 12,47 kV De La C.A. Eleggua, Filial De
La EDC.
Informe de Pasantía. Universidad Simón Bolívar. Sartenejas. Febrero, 2004.
[7] Naranjo, Alberto.
Instructivo Para La Ejecución E Planes A Corto Y Mediano Plazo Del Sistema Primario En La
Electricidad De Caracas.
Caracas, 2003.
[8] Naranjo, Alberto.
Proyecto Del Sistema De Distribución Eléctrico.
Equinoccio. Universidad Simón Bolívar, 2004
[9] Piña, Yustín.
Estudio E Planificación A Mediano Plazo De Las Subestaciones Dos Caminos En 4,8 kV, Dos
Camino En 12,47 kV Y Don Bosco En 12,47 kV De La Región Este De La Electricidad De
Caracas.
Informe de Pasantía. Universidad Central de Venezuela, 2005.
[10] Quintero, Carmen.
Estudio De Planificación A Mediano Plazo De Una S/E De Distribución De La C.A. La
Electricidad De Caracas.
Informe de Pasantía. Universidad Simón Bolívar. Sartenejas. Abril, 2005.
103
[11] Toro, Clemente.
Estudio De Planificación A Corto Plazo De La Red De Distribución De Las S/E Guairita Y Santa
Cruz.
Informe de Pasantía. Universidad Simón Bolívar. Sartenejas. Mayo, 2006.
[12] http://es.wikipedia.org/wiki/Sistema_de_suministro_el%C3%A9ctrico
[13] http://www.laedc.com.ve/
ANEXO A
A. DEFINICIONES ASOCIADAS CON EL ESTUDIO DE CORTO PLAZO
Acometida [6]: Instalación comprendida entre la red de distribución de la compañía eléctrica y el punto
de entrega del suscriptor o usuario.
Alimentador [6]: Circuito de distribución en media tensión.
Archivos.dat: Son archivos que permiten almacenar información acerca de los circuitos, como los
equipos, cargas, longitud de tramos, ductos, interconexiones, etc. Son de gran importancia para realizar
las simulaciones de los circuitos.
Banco de Capacitores: Ayudan a reducir pérdidas y mejoran los niveles de tensión.
Banco de Capacitores Fijo [5]: Estos capacitores son utilizados en zonas donde se requiere que el nivel
de tensión sea normalizado las 24 horas del día, sin importar como pueda variar la carga. Por lo general
son utilizados en circuitos con un perfil de carga bastante uniforme desde el punto de vista de las
variaciones de demanda.
Banco de Capacitores Horario [5]: Estos capacitores son utilizados en circuitos donde la demanda es
muy cambiante durante 24 horas del día. Si estos capacitores no son desconectados en ciertas horas del
día, pudieran sobre-compensar, causando que los niveles de tensión suban por encima de los estándares
permitidos según las normas utilizadas. Por el contrario, si estos capacitores no son conectados en
ciertas horas del día, el circuito sufriría caídas de tensión importantes, que causarían que el perfil de
voltaje del circuito involucrado salga fuera de las normas de diseño.
104
105
Base Cartográfica de Caracas: Es un mapa de la ciudad de Caracas, que permite sobreponer los datos
del circuito sobre imágenes de la ciudad. De aquí podemos obtener información como calles, avenidas,
autopistas, etc.
Calidad de Servicio [6]: Se refiere a las condiciones normalizadas bajo las cuales opera o debería
operar el sistema de distribución, se refiere principalmente a los niveles de tensión y de frecuencia
permisibles de la red.
Capacidad de Diseño: Se define como las dos terceras partes de la capacidad de emergencia del
conductor.
Capacidad de Emergencia o Capacidad de Sobrecarga: Es la máxima capacidad de carga que puede
sufrir un conductor sin tener como consecuencia daños irreversibles sobre el mismo.
Capacidad Firme: La capacidad de transformación de una subestación de distribución, debe ser tal que
con un transformador fuera de servicio aún pueda alimentar la totalidad de la demanda.
Capacidad Instalada: Es la suma de todas capacidades nominales de todas las unidades
transformadoras que se encuentran en una subestación.
Capacidad Nominal: Es la carga máxima que puede soportar un conductor, sin que se vea afectada su
vida útil.
Capacidad Térmica: Es la temperatura que soporta un conductor, en un régimen de carga continua, sin
que sus condiciones de operación y de vida útil se vean afectadas.
Carga Concentrada: Son cargas que se encuentran unificadas en un mismo inmueble, o conjunto de
inmuebles, servidas por un punto de transformación.
106
Carga Conectada: Es la suma de las capacidades nominales de de los equipos de transformación
conectados a un circuito.
Carga Distribuida: Son aquellas cargas que están geográficamente dispersas en inmuebles separados y
que por razones económicas están servidas por uno o más puntos de transformación, cada uno de los
cuales sirve un sector determinado.
Circuitos Doble Copa: Aquellos circuitos que se bifurcan en dos troncales distintos provenientes de un
mismo interruptor principal de circuito en la subestación. Se denominará copa a cada uno de los
troncales.
Circuito Expreso: Son circuitos que alimentan exclusivamente una carga concentrada en un área
determinada.
Circuitos Primarios [6]: Es la parte de la red de distribución que opera en la misma tensión que la barra
secundaria de la subestación. Están definidos por sus niveles de tensión.
Conexión Modular de Seccionamiento (CMS): Dispositivo de empalme o derivación del circuito
primario que puede ser operado y que permite seccionar y/o poner a tierra el circuito.
Confiabilidad: Es la probabilidad de que un sistema funcione adecuadamente cuando el mismo se
encuentra en condiciones normales y en condiciones de emergencia. Está asociado a la calidad de
Crecimiento Vegetativo:
Es el crecimiento experimentado por la demanda de un circuito debido al
incremento del consumo por parte de los suscriptores ya existentes.
107
Cuadrículas: Son planos de escala 1:1.000 ó 1:500, que abarcan de 500 m2, donde se muestra la
información de las obras civiles existentes en la zona tales como sótanos y tuberías, además de los
conductores de alta y baja tensión. Brindan información importante en cuanto a la ruta de los
conductores, tipo de bancada instalada, ubicación de los sótanos y tipo de zona servida.
Demanda: Se define así la carga en kW o kVA en un instante determinado.
Demanda máxima: Mayor lectura de demanda obtenida durante un periodo determinado.
Demanda Media o Demanda Promedio: Potencia media medida durante un tiempo definido.
Disponibilidad del Sistema: Es la probabilidad de que el sistema de potencia continúe suministrando la
energía al consumo, considerando las desconexiones al azar de las líneas y equipos. Se mide
estadísticamente y muestran la magnitud de la frecuencia de desconexiones y su efecto en el pasado.
Distribution Management System (DMS) [6]: Término inglés para Sistema de Administración de
Distribución. El DMS es un sistema que, basado en servidores, permite supervisar y controlar una
instalación, de cualquier tipo, a distancia y en tiempo real.
Duración de la Interrupción: Es el periodo desde el inicio de la interrupción del servicio hasta la
reactivación de este.
Factor de Carga: Relación que existe entre la demanda máxima y la capacidad nominal del equipo o
sistema.
Factor de Pérdidas: Relación entre el valor medio y el máximo de las pérdidas de un sistema durante un
período.
108
Factor de Potencia [6]: Es la relación entre la demanda activa y la demanda aparente. Es la medida en
que se está aprovechando la potencia para realizar trabajo útil.
Factor de Utilización: Es la relación entre la demanda máxima y la carga conectada de un circuito.
Indica la fracción de la capacidad del sistema que se está utilizando durante el pico de la carga en el
intervalo considerado, es decir, indica la utilización máxima del equipo o instalación.
Indicador de Falla: Dispositivo que señala el paso de una corriente de cortocircuito por el punto donde
se encuentra instalado.
Interconexión: Convergencia de dos circuitos de distribución a través de un equipo de seccionamiento
bajo carga, normalmente abierto.
Interrupción: Es la pérdida de servicio para uno o más suscriptores originado por la desconexión de uno
o más componentes, dependiendo esto de la configuración del sistema.
Interrupción Forzada: Es aquella que resulta de condiciones de emergencia, asociada directamente con
un componente y requiriendo que dicho componente sea retirado o reparado inmediatamente, ya sea
automáticamente o tan pronto como puedan realizarse las maniobras de desconexión; o una desconexión
causada por una operación inadecuada del equipo o por error humano.
Interrupción Programada: Es aquella que resulta cuando se requiere retirar, instalar o cambiar algún
componente de la red de distribución, deliberadamente, a una hora predeterminada, generalmente con el
propósito de realizar alguna construcción y/o mantenimiento (preventivo o correctivo).
Interruptores de Distribución: Son equipos destinados para abrir /cerrar circuitos y/o transferir cargas
de un circuito a otro.
109
Interruptores Tripolares Bajo Carga: Son interruptores operados en grupo con capacidad de
desconexión de carga.
MVA Mínimo: Energía dejada de entregar ya sea a causa de falla, maniobra de operación o parada
programada.
Nivel de Cortocircuito: Se define como la corriente máxima que circularía por un punto de la red ante la
peor condición de falla.
Planos de Operación:
Son los 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, puntos de transformación puntos de interconexión con circuitos vecino, el tipo y
calibre los conductores y los puntos de compensación reactiva. Los planos 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).
Planos Macro: Son los planos que muestran las rutas de los circuitos de una subestación y que permiten
identificar su ubicación en la cuadrícula. Al igual que en los planos de operación, se resaltan los puntos
de seccionamiento, transformación e interconexión con otros circuitos. No se presentan las
especificaciones en cuanto al calibre de los conductores, sólo se especifican si son tramos aéreos o
subterráneos. Cada circuito es representado por un código de colores estandarizado.
Porcentaje de Caída de Tensión: Se define como la diferencia porcentual de tensión entre un punto
cualquiera del circuito y la barra de salida de la subestación.
Potencia: Es la magnitud que representa la energía por unidad de tiempo, necesaria para producir el
movimiento o hacer funcionar una máquina o aparato eléctrico.
110
Protecciones de Distribución (PD) [6]: Son cada uno de los elementos que operan cuando ocurre una
falla o sobre tensión en el circuito con el fin de proteger los equipos.
Ramal: Derivación del troncal mayor de 80 m.
Reglamento de Servicio [6]: Conjunto de disposiciones que regulan la relación entre la Distribuidora y
sus clientes, en materia de prestación del servicio eléctrico, es elaborado por la Distribuidora de acuerdo
con las disposiciones del ente regulador.
Registro de Demandas [6]: Almacenamiento de datos de mediciones de demanda, en un período
específico.
Seccionador: Equipo que puede ser operado bajo carga, con capacidad de cierre en condiciones de falla
y que permite seccionar el circuito primario.
Seccionalizador Automático de Distribución (DAS): Seccionalizador cuya función es aislar la zona
fallada automáticamente para luego habilitar la recuperación del resto de la línea, disminuyendo así el
tiempo de interrupción de la zona no fallada. El DAS puede operar automáticamente en Modo Secuencial
o en Modo Lazo.
Seccionamiento [6]: Segmentación de un circuito de distribución.
Sector: Toda parte del circuito comprendida entre dos seccionadores bajo carga.
Segmentación: Seccionamiento de un circuito de distribución.
111
Sistema de Distribución [6]: Es la parte del sistema eléctrico que permite el transporte de la energía a
partir de la barra de la subestación de distribución (donde termina la transmisión o sub-transmisión) hasta
los puntos de consumo.
SIGRED: Sistema de Información Geográfica para Redes Eléctricas de Distribución, es una aplicación
desarrollada por La Electricidad de Caracas que posee toda la información del sistema de distribución de
la empresa, el sistema muestra: ubicación geográfica de la red, topología de los circuitos, suscriptores,
base cartográfica así como estructuras civiles y eléctricas.
SIMIP: Sistema Integrado de Mantenimiento de la Información de los Planos de La Electricidad de
Caracas (EdC), es un sistema desarrollado por la EdC que permite tener acceso a la base de datos de
los equipos de la red de distribución.
Subestación (S/E): Es el conjunto de equipos y circuitos que tienen la función de modificar parámetros
de la potencia eléctrica como tensión y corriente, sirviendo como nexo entre las líneas de transmisión y el
sistema de distribución de energía eléctrica.
Supervisory Control And Data Acquisition (SCADA): Siglas en inglés que significan supervisión,
control y adquisición de datos. SCADA es un sistema basado en computadores que permite supervisar y
controlar a distancia una instalación de cualquier tipo.
Transformador de Distribución [6]: Es el equipo (transformador) que une al circuito primario con el
circuito secundario de distribución, transformando la tensión al nivel requerido por el usuario del servicio
eléctrico.
Troncal: Ruta de mayor carga.
ANEXO B
B. PROGRAMA COMPUTACIONAL ASP [3]
Este sistema fue desarrollado por el Ingeniero Alberto Naranjo para La Electricidad de Caracas. Sólo
puede ejecutarse en ambientes Windows 2000/XP.
B.1.
APLICACIONES
•
Analizar, editar y diseñar redes.
•
Simulación de Flujos de carga y cortocircuito.
•
Simular crecimiento de la red.
•
Operación y simulación de recuperación de carga en casos de contingencias entre circuitos.
•
Aplicar compensación reactiva para disminución de pérdidas y corrección de bajo voltaje.
•
Configuración óptima de redes para reducción de pérdidas, aumento de la capacidad y reducción del
costo de fallas.
B.2.
VENTAJAS
El programa ASP es una poderosa herramienta, comparable con cualquier programa comercial en lo
referente a las aplicaciones antes mencionadas además de poseer las siguientes ventajas:
•
Facilidades de actualización y mantenimiento.
•
Ambiente gráfico interactivo de fácil manejo y aprendizaje.
•
Menú de ayuda.
112
113
•
Estructura de datos sencilla y fácil de crear y editar.
•
Un mínimo de entrenamiento para su uso.
•
Despliegue del diagrama unificar, posibilidad de mostrar un diagrama geográfico de la red.
•
Cambio inmediato de parámetros de la red por pantalla.
•
Reducción de Redes.
•
Se adapta a las necesidades y normas de la empresa.
B.3.
DIRECTORIO
Para que el programa pueda ejecutarse es necesario que existan otros archivos de datos asociados al
programa:
ASPV8.EXE: Módulo principal ejecutable.
PARAMX.CON: Archivos de datos y parámetros por defecto. Este archivo está construido a partir de la
base de datos de conductores del sistema SCADA de la C.A. Electricidad de Caracas.
COSTOS.CON: Archivo de costos de conductores en canalización.
CIRCUITOS.TXT: Archivo de circuitos normalizados en la EdC.
Para trabajar, el usuario debe cargar archivos *.dat en el directorio de trabajo y convertirlos
previamente.
B.4.
OPERACIÓN DEL PROGRAMA ASP
Una vez instalado el programa, se procede de la siguiente manera:
114
•
Cargue algunos archivos de trabajo *.dat en el directorio ASP.
•
Arranque el programa ejecutable ASPV8.EXE desde el ambiente Windows.
•
Al arrancar el programa, se ofrece la pantalla de inicio con la lista de archivos existentes en el
directorio de trabajo.
•
Si no existen casos procesables (archivos *.pri) en el directorio corriente, accione el comando
“Convertir Todos” desde el Sub-menú útiles, e invoque de nuevo la lista de archivos con el botón abrir
o el comando “Abrir Archivo” del menú flotante.
•
Elija el caso o archivo a ser procesado haciendo clic con el Mouse en el nombre del archivo en la lista
de archivos existentes.
Estos comandos solo son accesibles si se ha elegido un caso y si el proceso de análisis ha sido
exitoso. Al finalizar, abandone el programa con el botón “Salir” de la barra de aplicaciones.
La pantalla gráfica se mantiene durante todo el tiempo en que se esté trabajando con el caso elegido.
Si, como resultado de algunos comandos, se borra temporalmente la pantalla, esta reaparece al concluir
el comando.
B.5.
MENÚ PRINCIPAL
Diagnosticar: Arroja un diagnóstico de un grupo de circuitos que pertenecen a una misma subestación.
Expansión: Permite evaluar el crecimiento del circuito, el menú de esta aplicación ofrece la posibilidad
de evaluar transferencias a otros circuitos y/o suponer la construcción de nuevos circuitos.
Capacitores: Esta rutina permite la aplicación de condensadores tanto por pérdidas como por voltaje, y
sólo lo hace si el circuito lo requiere. El método utilizado por esta rutina es el de máxima longitud, es
decir, el programa coloca un capacitor a la máxima distancia de la subestación que pueda existir en el
circuito, luego repite el procedimiento para la segunda distancia más lejana a la subestación, y así
sucesivamente. Dejará de realizar dicha rutina cuando los problemas existentes hayan sido resueltos o
cuando la economía del proyecto ya no sea factible.
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Contingencias: Esta aplicación permite simular la falla en cada sector del circuito (zona del circuito
limitada por seccionadores y que no posee seccionamientos internos) y la recuperación del resto del
circuito.
Configuración: Permite reconfigurar todos los circuitos de una subestación haciendo uso de sus
interconexiones según la opción elegida mínima pérdida, máxima capacidad o máxima confiabilidad.
Transferencias: Permite simular el traspaso de un circuito o parte de él a otro circuito.
Seccionadores: Esta aplicación permite evaluar los costos de falla del circuito.
B.6.
BARRA DE COMANDOS RÁPIDOS:
Los botones de esta barra controlan comandos de uso general en todas las aplicaciones:
•
Salir del programa.
•
Abrir un nuevo caso en la lista de circuitos.
•
Regresar al circuito original después de efectuar cambios.
•
Invocar la ventana de Base de Datos.
•
Cambiar parámetros:
Costo anual de pérdidas de energía (Bs/kWh).
Costo anual de pérdidas de potencia (Bs/kWh).
Costo falla (Bs/kWh).
Tiempo localización (h).
Tiempo restablecimiento (h).
Costos primarios (Bs/kVA).
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B.7.
BARRA DE COMANDOS GRÁFICOS
Estos comandos modifican la información de la pantalla gráfica y efectúan algunas acciones de uso
frecuente:
Localizar Nodo:
Para verificar la presencia de un nodo en pantalla.
Perfil de Voltaje: Muestra el perfil de voltaje de los circuitos en forma individual a lo largo de la ruta
troncal por caída de tensión.
Ver / Ocultar flujo de carga: Para ver o esconder el valor del flujo de carga en tramos en la ruta troncal.
Ver / Ocultar seccionadores: Muestra los seccionadores entre circuitos o copas.
Imprimir la pantalla: Imprime la pantalla
Cambio de despliegue: En redes de múltiples circuitos, cambia la forma en que aparecen los circuitos
en el diagrama unificar: alineados-alternados.
Separar / Acercar circuitos: En redes multicircuitos, cambia la separación entre ellos.
Zoom: Un zoom del dibujo en pantalla.
Ayuda: Es una interfaz de ayuda para el usuario.
B.8.
BARRA DE ESTADO DE LA RED
Se muestra en forma permanente los indicadores de comportamiento de la red, los cuales se
actualizan con cada operación efectuada, en forma de apreciar con rapidez el impacto del cambio
efectuado:
•
Los kVA instalados.
•
La demanda en kVA.
•
El voltaje mínimo de la red en p.u. y el nodo donde ocurre.
•
La carga máxima en porcentajes, y el tramo donde ocurre.
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•
El factor de utilización de la capacidad instalada.
•
El factor de potencia.
•
El voltaje nominal del circuito.
•
Ventanas de información de nodos y tramos.

estudio de planificación a corto plazo para circuitos de distribución

Transcripción

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