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Tabla 3.11. Diferencia entre barras a las dos horas seleccionadas.
Diferencia Barras 230KV y 115KV
KV PU
Las Morochas 230 8,82 0,038
Buena Vista 230 13,78 0,060
El Vigía II 230 15,73 0,068
Uribante 230 11,36 0,049
El Corozo 230 13,46 0,059
Trujillo 8,43 0,073
Valera II 7,48 0,065
La Plata 7,74 0,067
Cementos Andinos 8,16 0,071
Caja Seca 9,34 0,081
Buena Vista 115 7,73 0,067
San Lorenzo 6,22 0,054
Planta Páez 115 2,04 0,018
Mérida II 8,31 0,072
Mérida I 8,92 0,078
Vigía II 115 8,21 0,071
San Carlos del Z. 115 10,02 0,087
Vigía I 8,28 0,072
Tovar 8,16 0,071
Fría II 6,42 0,056
La Grita 7,23 0,063
Táchira 115 6,18 0,054
Palo Grande 7,38 0,064
San Cristóbal II 7,49 0,065
San Cristóbal I 8,16 0,071
San Antonio 8,06 0,070
El Corozo 115 7,27 0,063
La Concordia 7,99 0,069
Uribante 115 6,42 0,056
La Pedrera 8,29 0,072
Guasdualito 9,42 0,082
Barinas I 5,21 0,045
Barinas II 5,71 0,050
Barinas III 5,76 0,050
Socopó 8,77 0,076
El Toreño 8,93 0,078
Libertad 9,7 0,084
Peña Larga 2,1 0,018
Guanare 5,07 0,044
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Se estima entonces que para la hora pico nuestro sistema esta un poco
critico por las causas ya mencionadas.
En la tabla 3.12 se muestra la diferencia entre el total de la carga en la
hora más liviana y la hora pico.
Tabla 3.12. Diferencia entre los valores de carga.
Carga Total Hora MW Mvar
3:00am 469,8 187,84
8pm 752,6 285,65
Diferencia 282,8 97,81
%Diferencia 37,58 34,24
Observamos que la carga sufre un incremento del 37.58% en la potencia
activa y del 34.24% en la potencia reactiva, lo que significa que la carga
aumenta considerablemente en la hora pico.
En la tabla 3.13 se observa el resumen de todo el Sistema Occidental tal
como la tabla 3.6.
Tabla 3.13. Resumen del área occidental de intercambio de Potencia.
Característica MW Mvar MVA fp
Generación 505,9 186,93 539,33 0,94
Intercambio Flujo Área -287,6 -54,69 292,75 0,98
Carga Conectada 749,85 294,57 805,63 0,93
Perdidas Totales 43,65 25,28 50,44 0,87
Compen. Capacitiva -62,73
Capacidad Instalada 551,54
Reserva de Máquinas 45,64
Intercambio Centro -52,27 -0,38 52,271 0,99
Intercambio Enelco 235,33 54,38 241,53 0,97
El flujo de potencia a través de las líneas de transmisión entre las barras,
haciendo el mismo análisis que para la hora de más bajo consumo, se
observa que las perdidas se incrementan en las líneas y es debido a que
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tienen que transportar mas flujo de potencia porque para esta hora las
cargas se incrementan y hace que la exigencia corriente por las mismas se
incremente.
Otra observación es que en algunas líneas cambia el sentido de flujo de
potencia, esto se debe al incremento de la generación, estas son las líneas
que interconectan Táchira 115 con la Grita 115, El Vigía II 230 con
Uribante 230, Barinas I 115 con Planta Páez 115.
En este caso también las perdidas de potencia reactiva son mayor que las
perdidas de potencia activa, tabla 3.14.
Tabla 3.14. flujo de potencia a través de las líneas de transmisión.
Sale Entra Diferencia Líneas 230KV y 115KV MW Mvar MW Mvar MW Mvar
Las Morochas-Buena Vista 230 171,711 85,052 164,150 41,944 7,561 43,108 Buena Vista-Vigía II 230 130,962 13,383 126,737 19,881 4,225 6,498
Vigía II-Uribante 230 48,909 43,047 48,187 30,676 0,722 12,371 Planta Páez-Buena Vista 230 41,405 30,980 40,895 16,358 0,510 14,622 Uribante-El Corozo L1 230 80,202 2,662 59,782 10,620 20,420 7,958 Uribante-El Corozo L2 230 80,202 2,662 59,782 10,620 20,420 7,958 Buena Vista-Trujillo 115 17,794 8,189 17,447 10,274 0,347 2,085
Buena Vista-Valera II 115 19,428 15,050 19,117 36,671 0,311 21,621 Buena Vista-Caja Seca 115 36,672 13,006 36,064 13,000 0,608 0,006
Valera II-Trujillo 115 17,406 2,077 17,294 2,726 0,112 0,649 Valera II-La Plata 115 55,617 8,314 55,423 7,988 0,194 0,326
La Plata-Cement Andin 115 9,140 1,132 9,076 2,536 0,064 1,404 San Lorenzo-Valera II 115 43,538 10,809 42,416 7,115 1,122 3,694 Planta Páez-Valera II 115 43,690 5,707 42,566 3,289 1,124 2,418 Planta Páez-Mérida II 115 128,934 9,199 128,201 15,054 0,733 5,855
Mérida II-Mérida I 115 26,803 5,942 26,601 5,853 0,202 0,089 Mérida II-El Vigía I 115 17,839 13,853 17,191 12,853 0,648 1,000
Mérida II-Tovar 115 32,995 13,785 31,713 15,206 1,282 1,421 El Vigía I-Tovar 115 16,379 0,188 16,192 0,881 0,187 0,693 El Vigía I-Fría II 115 16,648 9,530 16,146 7,870 0,502 1,660
El Vigía II-El Vigía I 115 55,377 9,096 55,015 8,473 0,362 0,623 El Vigía II-San Carlos del Z. 23,452 8,510 21,943 8,892 1,509 0,382
Tovar-La Grita 115 32,819 20,326 31,958 18,962 0,861 1,364 Fría II-San Antonio 115 14,323 1,659 14,120 3,060 0,203 1,401
Táchira-Fría II 115 22,844 18,247 22,805 18,528 0,039 0,281 La Grita-Táchira 115 0,413 26,423 0,283 24,937 0,130 1,486
Continua página siguiente:
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Continuación:
Sale Entra Diferencia Líneas 230KV y 115KV MW Mvar MW Mvar MW Mvar
Táchira-San Cristóbal II 115 10,518 4,665 10,392 6,321 0,126 1,656 Táchira-Palo Grande 115 11,766 6,557 11,639 7,581 0,127 1,024
La Grita-San Cristóbal I 115 17,268 4,859 17,016 5,344 0,252 0,485 El Corozo-Palo Grande 115 13,824 0,809 13,718 1,419 0,106 0,610
El Corozo-San Cristóbal II 115 12,996 0,616 12,877 1,679 0,119 1,063 El Corozo-San Antonio 115 13,712 1,779 13,511 0,207 0,201 1,572
La Grita-El Corozo 115 0,137 2,418 0,135 0,022 0,002 2,396 El Corozo-San Cristóbal I 115 28,721 10,467 28,236 10,243 0,485 0,224
El Corozo-Concordia 115 50,778 26,047 50,388 26,000 0,390 0,047 Uribante-Guasdualito 115 13,046 0,100 12,824 4,730 0,222 4,630
Uribante-TOFFPedrera 115 24,133 6,701 23,746 7,281 0,387 0,580 TOFFPedrera-La Pedrera 115 14,667 7,957 14,661 8,000 0,006 0,043 TOFFPedrera-Guasdualito 115 9,079 0,676 3,944 3,270 5,135 2,594
Planta Páez-Barinas I 115 18,822 40,388 18,096 41,472 0,726 1,084 Barinas I-Barinas II 115 38,210 14,190 37,945 13,813 0,265 0,377 Barinas I-Socopó 115 20,721 1,728 19,701 2,666 1,020 0,938
Barinas I-El Toreño 115 24,952 5,246 23,854 5,350 1,098 0,104 Barinas I-Barinas III 115 21,378 7,575 21,213 7,716 0,165 0,141 Barinas II-Barinas III 115 3,383 0,813 3,381 1,224 0,002 0,411 El Toreño-Libertad 115 8,800 2,039 8,685 3,089 0,115 1,050
Peña Larga-Barinas I 115 75,416 12,592 72,095 5,253 3,321 7,339 Guanare-Barinas I 115 52,268 0,312 48,830 5,987 3,438 5,675
Total de Perdidas de Líneas 1670,10 537,362 1587,99 522,934 82,106 14,428
Para los transformadores ocurre el mismo caso que en el punto (3.2.1)
solo que las perdidas por potencia reactiva se incrementa debido a que
tienen que entregar mas potencia y por lo tanto los devanados se
calentaran transformando esta energía en perdidas reactivas, tabla 3.15.
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Tabla 3.15. Flujo de potencia a través de los transformadores.
Entra Sale Diferencia % Perdidas Transformador MW Mvar MW Mvar MW Mvar %MW %Mvar
Buena Vista 230/115KV 74,094 38,968 74,094 38,228 0,000 0,740 0,000 1,899
Planta Páez 230/115KV 25,045 65,897 25,045 81,586 0,000 15,689 0,000 19,230
El Corozo 230/115KV 119,562 34,757 119,562 30,013 0,000 4,744 0,000 13,649
Uribante 230/115KV 37,178 7,151 37,178 6,801 0,000 0,350 0,000 4,894
El Vigía II 230/115KV 77,828 23,188 77,828 17,605 0,000 5,583 0,000 24,077
Planta Páez 1 16/115KV 58,225 7,412 58,225 8,884 0,000 1,472 0,000 16,569
Planta Páez 2 16/115KV 58,225 7,412 58,225 8,884 0,000 1,472 0,000 16,569
Planta Páez 3 16/230KV 58,225 22,949 58,225 17,458 0,000 5,491 0,000 23,927
Planta Páez 4 16/230KV 58,225 22,949 58,225 17,458 0,000 5,491 0,000 23,927
Planta Táchira 13,8/115KV 45,000 63,807 45,000 58,986 0,000 4,821 0,000 7,556
San Agatón 16/230KV 148,000 73,822 148,000 58,048 0,000 15,774 0,000 21,368
Peña larga 13,8/115KV 80,000 18,232 80,000 11,466 0,000 6,766 0,000 37,111
En la hora pico se puede observar que todos los parámetros del sistema de
potencia varían notablemente debido al incremento en el consumo de
energía en las cargas.
Estos valores se pueden ver con mas detalle en los anexos A.2.
3.3 Análisis del Sistema Occidental de potencia con solo tres Generadores en
Planta Páez.
Tomando en cuenta ahora las condiciones de generación de la tabla 3.16 con
solo tres máquinas en Planta Páez, las mismas condiciones de carga de la tabla
3.3 y para las dos horas ya mencionadas se hacen de nuevo los análisis para
observar en que cambia el sistema de potencia.
Tabla 3.16. Condiciones de generación con tres máquinas.
3am 8pm Generación MW Mvar MVA Fp MW Mvar MVA Fp
Planta Páez 106.7 8.625 107.05 0,997 177.8 30.75 180.44 0,985 San Agatón 2 144,3 48.65 152.28 0,95 148 48.65 155.79 0,95 Peña Larga 79,9 26.29 84.11 0,95 80 36.24 87.83 0,91
Planta Táchira 45 7.5 45.62 0,986 45 26.4 52.17 0,86 Total 375.9 91.065 389.06 0.97 450.8 142.04 476.23 0.95
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3.3.1 Análisis bajo la condición de carga y generación a la hora de más
bajo consumo 3am.
A pesar de que se tiene un generador en Planta Páez desconectado, se
observa que los niveles de tensión en las barras se mantienen en los
limites permitidos, para esta hora, tabla 3.17.
Esto se presenta porque el sistema para esta hora no exige tanta demanda
de energía.
Tabla 3.17. Niveles de tensión en la hora de más bajo consumo.
Barras 230KV y 115KV KV PU
Las Morochas 230 238,87 1,04 Buena Vista 230 218,75 0,95 El Vigía II 230 219,84 0,96 Uribante 230 223,27 0,97
El Corozo 230 222,87 0,97 Trujillo 113,39 0,99
Valera II 113,46 0,99 La Plata 113,24 0,98
Cementos Andinos 112,58 0,98 Caja Seca 114,09 0,99
Buena Vista 115 116,32 1,01 San Lorenzo 112,69 0,98
Planta Páez 115 110,12 0,96 Mérida II 109,76 0,95 Mérida I 109,15 0,95
Vigía II 115 112,73 0,98 San Carlos del Z. 115 110,64 0,96
Vigía I 111,9 0,97 Tovar 110,54 0,96 Fría II 110,89 0,96
La Grita 110,54 0,96 Táchira 115 110,98 0,97 Palo Grande 110,12 0,96
San Cristóbal II 110,01 0,96 San Cristóbal I 108,9 0,95 San Antonio 110,49 0,96
El Corozo 115 110,94 0,96 La Concordia 110,23 0,96 Uribante 115 117,65 1,02 La Pedrera 116,61 1,01 Guasdualito 115,67 1,01
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Continuación:
Barras 230KV y 115KV KV PU
Barinas I 108,6 0,94 Barinas II 107,85 0,94 Barinas III 107,77 0,94
Socopo 106,24 0,92 El Toreño 106,5 0,93 Libertad 105,56 0,92
Peña Larga 111,87 0,97 Guanare 114,7 1,00
Solamente en la barra de Planta Páez 230KV esta por debajo del nivel de
tensión, en 0.89pu.
En la tabla 3.18, se observa el resumen total de la zona con esta
condición de generación.
Tabla 3.18. Resumen del área occidental de intercambio de Potencia.
Característica MW Mvar MVA Fp
Generación 376,08 -79,61 384,41 0,98
Intercambio Flujo Área -121,53 353,86 374,15 0,3248
Carga Conectada 481,82 202,48 522,73 0,9217
Perdidas Totales 15,68 -137,96 138,85 0,1129
Compen. Capacitiva -72,94
Capacidad Instalada 551,54
Reserva de Máquinas 175,47
Intercambio Centro -24,75 -6,03 25,47 0,9717
Intercambio Enelco -96,78 -47,82 107,95 0,8965
El flujo de potencia a través de las líneas de transmisión se puede
observar que aumentan las perdidas con respecto al caso 3.2.1, esto
debido a que la carga exige mas potencia y existe una limitante en la
generación y por lo tanto aumenta el flujo de corriente en la línea, tabla
3.19.
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Tabla 3.19. Flujo de potencia a través de las líneas de transmisión.
Sale Entra Diferencia Líneas 230KV y 115KV MW Mvar MW Mvar MW Mvar
Las Morochas-Buena Vista 230 84,716 49,898 82,515 59,573 2,201 9,674 Buena Vista-Vigía II 230 43,062 20,624 42,642 0,062 0,420 20,562
Uribante-Vigía II 230 9,026 3,167 8,985 22,122 0,042 18,955 Planta Páez-Buena Vista 230 23,560 62,479 22,802 47,920 0,759 14,558 Uribante-El Corozo L1 230 44,810 9,554 44,603 1,037 0,207 8,517 Uribante-El Corozo L2 230 44,810 9,554 44,603 1,037 0,207 8,517 Buena Vista-Trujillo 115 13,966 7,055 13,764 9,932 0,202 2,877
Buena Vista-Valera II 115 26,203 15,780 25,820 10,374 0,383 5,406 Buena Vista-Caja Seca 115 22,066 7,742 21,829 9,299 0,238 1,557
Valera II-Trujillo 115 7,281 2,107 7,264 0,974 0,018 1,133 Valera II-La Plata 115 33,589 0,888 33,528 0,895 0,061 0,007
La Plata-Cement Andin 115 5,514 0,597 5,493 2,340 0,021 1,743 San Lorenzo-Valera II 115 8,091 10,035 8,040 1,384 0,050 8,651 Planta Páez-Valera II 115 36,035 36,978 34,636 34,796 1,400 2,182 Planta Páez-Mérida II 115 61,586 15,568 59,593 15,669 1,993 0,101
Mérida II-Mérida I 115 15,557 2,547 15,496 2,998 0,061 0,451 Mérida II-El Vigía I 115 6,603 10,698 6,453 8,144 0,150 2,554
Mérida II-Tovar 115 11,065 7,820 10,920 5,657 0,145 2,163 El Vigía I-Tovar 115 4,203 4,751 4,173 6,527 0,030 1,777 El Vigía I-Fría II 115 2,286 0,286 2,274 3,587 0,011 3,301
El Vigía II-El Vigía I 115 38,1924 15,7453 38,0234 15,6057 0,169 0,140 El Vigía II-San Carlos del Z.115 13,435 4,136 13,282 5,658 0,153 1,522
Tovar-La Grita 115 5,659 3,148 5,651 0,211 0,008 2,937 Fría II-San Antonio 115 8,025 2,542 7,968 0,503 0,057 2,039
Táchira-Fría II 115 20,553 0,213 20,536 0,170 0,017 0,043 Táchira-La Grita 115 12,976 2,586 12,944 4,596 0,031 2,009
Táchira-San Cristóbal II 115 5,804 1,170 5,774 3,105 0,030 1,935 Táchira-Palo Grande 115 6,409 1,961 6,380 3,408 0,029 1,447
La Grita-San Cristóbal I 115 13,050 2,414 12,929 4,032 0,121 1,618 El Corozo-Palo Grande 115 9,010 2,005 8,967 3,130 0,042 1,125
El Corozo-San Cristóbal II 115 8,356 1,450 8,310 2,895 0,046 1,445 El Corozo-San Antonio 115 8,831 2,881 8,756 0,681 0,075 2,200
El Corozo-La Grita 115 3,022 1,047 3,013 1,675 0,009 0,629 El Corozo-San Cristóbal I 115 28,630 4,827 28,249 5,010 0,381 0,184
El Corozo-Concordia 115 30,612 12,210 30,497 12,992 0,115 0,782 Uribante-Guasdualito 115 7,755 3,351 7,629 3,102 0,127 0,250
Uribante-TOFFPedrera 115 14,456 0,258 14,342 1,211 0,113 0,954 TOFFPedrera-La Pedrera 115 8,875 3,715 8,874 3,760 0,002 0,045 TOFFPedrera-Guasdualito 115 5,467 2,504 5,426 2,459 0,041 0,045
Barinas I-Planta Páez 115 14,640 23,257 14,405 20,720 0,234 2,537 Barinas I-Barinas II 115 23,055 9,269 22,965 9,384 0,090 0,115 Barinas I-Socopó 115 12,244 2,441 11,924 0,041 0,319 2,400
Continua página siguiente:
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CADELA
95
Continuación:
Sale Entra Diferencia Líneas 230KV y 115KV MW Mvar MW Mvar MW Mvar
Barinas I-El Toreño 115 14,733 2,004 14,404 0,441 0,330 1,564 Barinas I-Barinas III 115 12,897 4,853 12,841 5,407 0,056 0,554 Barinas II-Barinas III 115 2,046 0,473 2,045 0,934 0,001 0,462 El Toreño-Libertad 115 5,292 0,824 5,257 2,239 0,035 1,416
Peña Larga-Barinas I 115 77,225 5,211 73,956 12,322 3,269 7,112 Guanare-Barinas I 115 24,752 6,034 23,924 7,395 0,828 1,360
Total de Perdidas de Líneas 940,029 400,655 924,702 377,413 15,327 23,242
En los transformadores se tiene también perdidas solo en el circuito
magnético y como en las líneas de transmisión aumentan sus perdidas,
tabla 3.20.
Tabla 3.20. flujo de potencia a través de los transformadores.
Entra Sale Diferencia % Perdidas Transformador MW Mvar MW Mvar MW Mvar %MW %Mvar
Buena Vista 230/115KV 62,255 32,277 62,255 30,577 0,000 1,700 0,000 5,266
Planta Páez 230/115KV 11,965 69,516 11,965 67,441 0,000 2,075 0,000 2,985
El Corozo 230/115KV 89,203 17,368 89,203 15,134 0,000 2,234 0,000 12,864
Uribante 230/115KV 22,211 3,434 22,211 3,609 0,000 0,175 0,000 4,846
El Vigía II 230/115KV 51,627 22,184 51,627 19,881 0,000 2,303 0,000 10,380
Planta Páez 1 16/115KV 34,625 48,136 34,625 49,611 0,000 1,475 0,000 2,974
Planta Páez 2 16/115KV 36,626 48,106 36,626 49,648 0,000 1,541 0,000 3,105
Planta Páez 3 16/230KV 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000
Planta Páez 4 16/230KV 35,525 8,918 35,525 7,038 0,000 1,881 0,000 21,087
Planta Táchira 13,8/115KV 45,000 6,712 45,000 5,075 0,000 1,637 0,000 24,387
San Agatón 16/230KV 144,300 0,640 144,300 11,368 0,000 10,728 0,000 94,369
Peña larga 13,8/115KV 80,000 0,359 80,000 6,073 0,000 5,714 0,000 94,085
En general para esta hora a pesar de que se tienen solo tres generadores en
Planta Páez el sistema de potencia responde a la carga conectada de
manera eficiente.
Estos valores se pueden ver con mas detalle en los anexos A.3.
ULA INGENIERIA ELECTRICA
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96
3.3.2 Análisis bajo la condición de carga y generación a la hora pico.
En este caso nuestro sistema se torna más ineficiente, debido a la falta de
generación de potencia y por la exigencia de la carga. Observamos que
hay barras que están casi en el nivel inferior, tabla 3.21.
Tabla 3.21. Niveles de tensión por encima de 0.9pu.
Barras 230KV y 115KV KV PU
Las Morochas 230 227,88 0,99
Uribante 230 211,21 0,92
El Corozo 230 208,73 0,91
Trujillo 103,52 0,90
Valera II 104,61 0,91
La Plata 104,11 0,91
Caja Seca 103,2 0,90
Buena Vista 115 107,1 0,93
San Lorenzo 104,99 0,91
Planta Páez 115 107,56 0,94
Vigía II 115 103,85 0,90
Fría II 104,19 0,91
Táchira 115 104,54 0,91
Uribante 115 110,86 0,96
La Pedrera 107,93 0,94
Guasdualito 105,74 0,92
Peña Larga 109,43 0,95
Guanare 107,74 0,94
Cementos Andinos 103,03 0,90
Vigía I 103 0,90
El Corozo 115 103,35 0,90
También observamos que aumentan el numero de barras que están por
debajo de 0.9pu, tabla 3.22.
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97
Tabla 3.22. Niveles de tensión por debajo de 0.9pu.
Barras 230KV y 115KV KV PU
Buena Vista 230 202,13 0,88
El Vigía II 230 202,46 0,88
Planta Páez 230 197,95 0,86
San Carlos del Z. 99,92 0,87
Mérida II 100,93 0,88
Mérida I 99,73 0,87
Tovar 101,95 0,89
La Grita 102,97 0,90
Palo Grande 102,44 0,89
San Cristóbal II 102,22 0,89
San Cristóbal I 100,39 0,87
San Antonio 102,12 0,89
La Concordia 101,91 0,89
Barinas I 102,54 0,89
Barinas II 101,23 0,88
Barinas III 101,15 0,88
Socopó 96,49 0,84
El Toreño 96,6 0,84
Libertad 94,86 0,82
Sin un generador se observa como se tienen barras hasta con un nivel de
0.82pu, tal es caso de Libertad, lo que demuestra que a nuestro sistema le
hace falta mas generación u otras conexiones que nos alimenten
provenientes del SIN.
En la tabla 3.23 se muestra la diferencia en KV y en pu de cada una de las
barras del sistema en las dos horas seleccionadas.
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98
Tabla 3.23. Diferencia de voltajes en las dos horas.
Diferencia Barras 230KV y 115KV
KV PU
Las Morochas 230 10,99 0,048
Buena Vista 230 16,62 0,072
El Vigía II 230 17,38 0,076
Uribante 230 12,06 0,052
El Corozo 230 14,14 0,061
Trujillo 9,87 0,086
Valera II 8,85 0,077
La Plata 9,13 0,079
Cementos Andinos 9,55 0,083
Caja Seca 10,89 0,095
Buena Vista 115 9,22 0,080
San Lorenzo 7,7 0,067
Planta Páez 115 2,56 0,022
Mérida II 8,83 0,077
Mérida I 9,42 0,082
Vigía II 115 8,88 0,077
San Carlos del Z. 115 10,72 0,093
Vigía I 8,9 0,077
Tovar 8,59 0,075
Fría II 6,7 0,058
La Grita 7,57 0,066
Táchira 115 6,44 0,056
Palo Grande 7,68 0,067
San Cristóbal II 7,79 0,068
San Cristóbal I 8,51 0,074
San Antonio 8,37 0,073
El Corozo 115 7,59 0,066
La Concordia 8,32 0,072
Uribante 115 6,79 0,059
La Pedrera 8,68 0,075
Guasdualito 9,93 0,086
Barinas I 6,06 0,053
Barinas II 6,62 0,058
Barinas III 6,62 0,058
Socopo 9,75 0,085
El Toreño 9,9 0,086
Libertad 10,7 0,093
Peña Larga 2,44 0,021
Guanare 6,96 0,061
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99
En la tabla 3.24 se observa el resumen del área total.
Tabla 3.24. Resumen del área occidental de intercambio de Potencia.
Característica MW Mvar MVA Fp
Generación 447,67 217,43 497,68 0,9
Intercambio Flujo Área -350,17 -45,28 353,09 0,9917
Carga Conectada 749,85 294,57 805,63 0,9308
Perdidas Totales 48 45,09 65,86 0,7288
Compen. Capacitiva -61,57
Capacidad Instalada 551,54
Reserva de Máquinas 103,87
Intercambio Centro -62,94 4,43 63,1 0,9975
Intercambio Enelco -287,24 -49,71 291,51 0,9854
Se puede apreciar en la tabla como baja la generación y por consiguiente
su factor de potencia y aumentan los reactivos.
Para las líneas de transmisión se tiene que disminuye la cantidad de
potencia transmitida, es obvio ya que no se cuenta con suficiente
generación de potencia activa y no se cuenta en el sistema con alguien
quien supla este déficit, tabla 3.25.
Tabla 3.25. flujo de potencia a través de las líneas de transmisión.
Sale Entra Diferencia Líneas 230KV y 115KV
MW Mvar MW Mvar MW Mvar
Las Morochas-Buena Vista 230 205,830 69,372 195,200 27,463 10,630 41,909 Buena Vista-Vigía II 230 135,235 16,832 130,575 26,713 4,660 9,881
Vigía II-Uribante 230 50,435 47,086 49,604 35,534 0,831 11,552 Planta Páez-Buena Vista 230 12,365 24,243 12,191 7,496 0,174 16,747 Uribante-El Corozo L1 230 60,899 2,466 60,466 10,262 0,433 7,796 Uribante-El Corozo L2 230 60,899 2,466 60,466 10,262 0,433 7,796 Buena Vista-Trujillo 115 17,434 7,744 17,093 9,771 0,341 2,027
Buena Vista-Valera II 115 17,620 13,251 17,549 34,255 0,071 21,004 Buena Vista-Caja Seca 115 36,902 13,139 36,064 13,000 0,838 0,139
Valera II-Trujillo 115 17,768 2,645 17,647 3,279 0,121 0,634 Valera II-La Plata 115 55,826 8,597 55,425 8,350 0,401 0,247
La Plata-Cement Andin 115 9,142 1,185 9,076 2,536 0,066 1,351 San Lorenzo-Valera II 115 58,149 13,517 54,286 13,111 3,863 0,406
Continua página siguiente:
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100
Continuación:
Sale Entra Diferencia Líneas 230KV y 115KV
MW Mvar MW Mvar MW Mvar
Planta Páez-Valera II 115 27,301 5,385 26,621 9,924 0,680 4,539 Planta Páez-Mérida II 115 124,739 6,925 116,413 13,823 8,326 6,898
Mérida II-Mérida I 115 25,806 5,994 25,601 5,992 0,205 0,002 Mérida II-El Vigía I 115 15,908 12,908 15,373 11,752 0,535 1,156
Mérida II-Tovar 115 31,135 13,674 29,964 14,807 1,171 1,133 El Vigía I-Tovar 115 16,939 1,420 16,736 0,415 0,203 1,005 El Vigía I-Fría II 115 16,544 10,462 16,015 8,896 0,529 1,566
El Vigía II-El Vigía I 115 57,68 5,939 57,289 5,244 0,391 0,695 El Vigía II-San Carlos del Z. 22,460 8,554 21,943 8,915 0,517 0,361
Tovar-La Grita 115 31,114 21,222 30,760 19,677 0,354 1,545 Fría II-San Antonio 115 14,211 1,830 14,009 3,221 0,202 1,391
Táchira-Fría II 115 22,665 19,453 22,623 19,726 0,042 0,273 Táchira-La Grita 115 0,321 26,040 0,179 27,480 0,142 1,440
Táchira-San Cristóbal II 115 10,374 5,080 10,247 6,524 0,127 1,444 Táchira-Palo Grande 115 11,577 6,803 11,449 7,845 0,128 1,042
La Grita-San Cristóbal I 115 16,991 4,943 16,744 5,928 0,247 0,985 El Corozo-Palo Grande 115 14,017 0,361 13,907 1,155 0,110 0,794
El Corozo-San Cristóbal II 115 13,144 0,431 13,022 1,476 0,122 1,045 El Corozo-San Antonio 115 13,828 1,862 13,623 0,316 0,205 1,546
El Corozo-La Grita 115 0,194 0,037 0,192 2,341 0,002 2,304 El Corozo-San Cristóbal I 115 29,006 10,474 28,608 10,213 0,398 0,261
El Corozo-Concordia 115 50,781 26,061 50,366 26,000 0,415 0,061 Uribante-Guasdualito 115 13,050 0,042 12,624 4,730 0,426 4,688
Uribante-TOFFPedrera 115 24,138 6,765 23,747 7,323 0,391 0,558 TOFFPedrera-La Pedrera 115 14,667 7,953 14,661 8,000 0,006 0,047 TOFFPedrera-Guasdualito 115 9,081 0,634 6,943 3,270 2,138 2,636
Planta Páez-Barinas I 115 10,349 47,536 9,474 48,213 0,875 0,677 Barinas I-Barinas II 115 38,216 14,221 37,945 13,821 0,271 0,400 Barinas I-Socopó 115 20,749 1,941 19,701 2,776 1,048 0,835
Barinas I-El Toreño 115 24,987 5,483 23,657 5,495 1,330 0,012 Barinas I-Barinas III 115 21,362 7,599 21,213 7,777 0,149 0,178 Barinas II-Barinas III 115 3,384 0,821 3,361 1,223 0,023 0,402 El Toreño-Libertad 115 8,803 2,075 6,685 3,089 2,118 1,014
Peña Larga-Barinas I 115 75,416 16,394 72,002 8,792 3,414 7,602 Guanare-Barinas I 115 62,936 4,436 57,413 15,760 5,523 11,324
Total de Perdidas de Líneas 1632,38 534,301 1576,75 543,971 55,625 9,670
Los transformadores sufren un incremento en la Transmisión de
potencia activa, tabla 3.26.
ULA INGENIERIA ELECTRICA
CADELA
101
Tabla 3.26. flujo de carga a través de los transformadores.
Entra Sale Diferencia % Perdidas Transformador MW Mvar MW Mvar MW Mvar %MW %Mvar
Buena Vista 230/115KV 72,156 36,789 72,156 34,134 0,000 2,655 0,000 7,217
Planta Páez 230/115KV 45,940 49,904 45,940 47,864 0,000 2,040 0,000 4,088
El Corozo 230/115KV 120,931 33,939 120,931 29,074 0,000 4,865 0,000 14,335
Uribante 230/115KV 37,188 7,729 37,188 6,724 0,000 1,005 0,000 13,003
El Vigía II 230/115KV 80,141 20,373 80,141 14,493 0,000 5,880 0,000 28,862
Planta Páez 1 16/115KV 58,225 8,451 58,225 6,991 0,000 1,460 0,000 17,276
Planta Páez 2 16/115KV 58,225 8,451 58,225 6,991 0,000 1,460 0,000 17,276
Planta Páez 3 16/230KV 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000
Planta Páez 4 16/230KV 58,225 31,834 58,225 25,661 0,000 6,173 0,000 19,391
Planta Táchira 13,8/115KV 45,000 67,380 45,000 62,188 0,000 5,192 0,000 7,706
San Agatón 16/230KV 148,000 79,105 148,000 62,864 0,000 16,241 0,000 20,531
Peña larga 13,8/115KV 80,000 22,211 80,000 15,283 0,000 6,928 0,000 31,192
En general para este caso se observa como se nota el déficit de generación
y como afecta para la hora pico. Para este caso es donde se pude decir que
se deben buscar otras alternativas para suplir este déficit y que afecta de
manera considerable a todo el Sistema de Potencia Occidental, sobre todo
las barras que están más remotas del sistema de potencia.
Estos valores se pueden ver con mas detalle en los anexos A.4.
3.4 Análisis del sistema de potencia con la interconexión con Colombia.
Para este caso se tiene que la interconexión con Colombia se hace con el fin de
secarle carga al sistema Occidental, interconectando las subestaciones San
Cristóbal II y Concordia a Colombia e independizándolas del resto del sistema.
Estos valores se pueden ver con mas detalle en los anexos A.5.
3.5 Análisis General del Sistema Occidental de Potencia.
Después de observar estas tablas se observa que el sistema Occidental de
Potencia esta actualmente presentando problemas de déficit de energía, debido
al crecimiento de la demanda de la carga, tanto por parte de la generación
como la interconexión con el SIN.
ULA INGENIERIA ELECTRICA
CADELA
102
En el próximo capitulo se harán los respectivos estudios para el mejoramiento
del mismo y no depender solamente de la generación Occidental para cubrir la
fuerte demanda de potencia que se presentando.
CAPITULO IV
PROPUESTAS PARA EL MEJORAMIENTO DEL SISTEMA OCCIDENTAL
DE POTENCIA 115KV UTILIZANDO EL PROGRAMA.
4.1 Propuestas para el mejoramiento del sistema Occidental de Potencia
115KV.
En el capitulo anterior se analizo el Sistema de Potencia Occidental 115KV,
mediante los datos arrojados por el programa DIgSILENT, se determino que en
este existen problemas de niveles de tensión, los cuales se encuentran algunos
por debajo del nivel permitido, además de los consumos de potencia reactiva
por las líneas y la falta de generación de energía eléctrica.
Para ello se realizan simulaciones mediante el programa para elevar los niveles
de tensión y disminuir los consumos de potencia reactiva en las líneas de
transmisión, con algunas propuestas dadas para mejorar el sistema de potencia
Occidental.
Estas propuestas son las siguientes:
ØØ La creación de una Subestación en Misoa 230KV para alimentar a la
Subestación Buena Vista 230KV con dos líneas de transmisión y eliminar la
línea Morochas Buena Vista.
ØØ La creación de una línea en 230KV desde la subestación Acarigua y hasta la
barra Barinas IV 230KV.
ØØ La fusión de estas dos propuestas anteriores.
Se hace una proyección de la demanda a 5 años con la siguiente ecuación:
( )YMWMW
Y
actproy
X
*
038.1
==
(4.1)
de donde:
X = Años de proyección.
Y = Porcentaje de proyección.
MWact = Mega vatios actuales.
ULA INGENIERIA ELECTRICA
CADELA
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MWproy = Mega vatios proyectados.
Todos estos reportes serán mostrados en los anexos B, en esta sección se limita
solo a explicar el comportamiento del sistema de potencia con las propuestas
dadas. El caso en donde se tienen todas las máquinas conectadas en Occidente y
la carga a la hora pico, se llama sistema original, dado en el capitulo anterior,
para tenerlo como referencia, para hacer las comparaciones en las mejoras del
sistema de potencia.
4.1.1 Creación de una Subestación en Misoa 230KV para alimentar a la
Subestación Buena Vista 230KV con dos líneas de transmisión y
eliminar la línea Morochas Buena Vista.
Esta propuesta consiste en simular mediante el Programa DIgSILENT un
patio de 400KV en la subestación Misoa, derivando en este punto las
líneas 1 y 2 que van desde Yaracuy hasta el Tablazo 400KV. Conectar en
esta un transformador de 400/230KV de capacidad 450MVA. Derivar en
este mismo punto las líneas que van desde Yaracuy hasta Morocha
230KV y conectar la línea 3 230KV desde Morochas hasta Misoa, luego
conectar dos líneas desde la Barra Misoa 230KV hasta la Barra Buena
Vista 230KV.
Después de haber construido este diagrama se procede a simular el
sistema Occidental de potencia y se verifica que sucede.
Todas estas simulaciones se harán para la hora pico es decir para las
20:00 horas o las 8pm.
4.1.1.1 Análisis con dos máquinas en Planta Páez.
En este caso se desconectan dos máquinas en Planta Páez, en la
barra 230KV. Al hacer el calculo de flujo de carga se observa
que el sistema Occidental de potencia tiene una mejora en todas
las barras, pese a que todavía se encuentran algunas barras por
debajo del nivel permitido, es decir de 0.9pu.
Estos niveles se muestran en la tabla 4.1.
ULA INGENIERIA ELECTRICA
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Tabla 4.1. Niveles de tensión en las barras.
Barras 230KV y 115KV KV PU
Misoa 230 233,33 1,014
Buena Vista 230 216,48 0,941
El Vigía II 230 210,61 0,916
Uribante 230 214,58 0,933
El Corozo 230 212,13 0,922
Planta Páez 230 201,15 0,875
Trujillo 110,52 0,961
Valera II 110,93 0,965
La Plata 110,48 0,961
Cementos Andinos 109,48 0,952
Caja Seca 111,97 0,974
Buena Vista 115 115,55 1,005
San Lorenzo 110,31 0,959
Planta Páez 115 109,86 0,955
Mérida II 103,66 0,901
Mérida I 102,5 0,891
Vigía II 115 107,62 0,936
San Carlos del Z. 115 103,75 0,902
Vigía I 106,39 0,925
Tovar 104,42 0,908
Fría II 105,7 0,919
La Grita 104,81 0,911
Táchira 115 105,98 0,922
Palo Grande 104,05 0,905
San Cristóbal II 103,84 0,903
San Cristóbal I 102,22 0,889
San Antonio 103,79 0,903
El Corozo 115 105,05 0,913
La Concordia 103,64 0,901
Uribante 115 112,86 0,981
La Pedrera 109,81 0,955
Guasdualito 107,7 0,937
Barinas I 104,31 0,907
Barinas II 103,07 0,896
Barinas III 102,94 0,895
Socopo 98,47 0,856
El Toreño 98,56 0,857
Libertad 96,86 0,842
Peña Larga 110,14 0,958
Guanare 110,49 0,961
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Si comparamos con el sistema original cuando se tiene todas las
máquinas en Planta Páez funcionando a su máxima capacidad, a
la hora pico con este caso, se observa que los niveles de tensión
han subido de forma sustancial en algunas barras. Tabla 4.2.
Tabla 4.2. Diferencia de los niveles de tensión.
Diferencia Barras 230KV y 115KV KV PU
Misoa 230 2,54 0,011 Buena Vista 230 10,88 0,047 El Vigía II 230 6,17 0,027 Uribante 230 2,55 0,011
El Corozo 230 2,6 0,011 Planta Páez 230 0,63 0,003
Trujillo 5,28 0,046 Valera II 4,2 0,037 La Plata 4,73 0,041
Cementos Andinos 4,8 0,042 Caja Seca 6,9 0,060
Buena Vista 115 6,65 0,058 San Lorenzo 3,46 0,030
Planta Páez 115 1,57 0,014 Mérida II 2,1 0,018 Mérida I 2,13 0,019
Vigía II 115 2,99 0,026 San Carlos del Z. 115 3,02 0,026
Vigía I 2,67 0,023 Tovar 1,96 0,017 Fría II 1,18 0,010
La Grita 1,44 0,013 Táchira 115 1,13 0,010 Palo Grande 1,26 0,011
San Cristóbal II 1,27 0,011 San Cristóbal I 1,43 0,012 San Antonio 1,33 0,012
El Corozo 115 1,33 0,012 La Concordia 1,35 0,012 Uribante 115 1,56 0,014 La Pedrera 3,42 0,030 Guasdualito 1,38 0,012
Barinas I 0,66 0,006 Barinas II 0,67 0,006
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